Оборудование АЭС

1. Лекции по курсу «ОБОРУДОВАНИЕ АЭС» Отделение ЯФиТ ИАТЭ НИЯУ МИФИ

2. Цели и задачи курса

• Дать базовые сведения по назначению, составу и
принципам работы основного энергетического
оборудования АЭС
• Познакомить студентов с наиболее важными
технологическими циклами, используемыми на АЭС
для производства электроэнергии и утилизации
тепла
• Дать представление о составе оборудования и
механизмов, задействованных в этих циклах
• Дать представление о конструктивных особенностях,
технических характеристиках и принципах работы
упомянутого оборудования
2

3.

• В результате освоения курса у студентов должно
возникнуть
понимание
архитектуры
ЯЭУ,
назначения, состава и принципа действия основных
ее компонентов
• Должны сформироваться базовые представления о
тепловых процессах, имеющих место в ЯЭУ, знания
основных законов термодинамики, умение читать
принципиальные технологические схемы АЭС, т.е
владеть основными условными обозначениями.
• Форма контроля-зачет/экзамен
3

4. Ядерная энергетика России

4

5. Ядерная энергетика России

5

6.

Концерн «Росэнергоатом» сегодня
10 АЭС - 34 энергоблок установленной мощностью 26,24 ГВт
Выработка ~18,6% всей электроэнергии России
Билибинская
Кольская
Ленинградская
Калининская
Смоленская
Курская
Балаковская
Нововоронежская
Белоярская
Волгодонская
Численность персонала более 40 тыс. чел.
Состав
энергомощностей
концерна
18 энергоблоков с реактором
типа ВВЭР, в том числе:
• 6 ВВЭР-440 11 ВВЭР1000
11 энергоблоков с реактором
типа РБМК-1000
(Ленинградская, Курская,
Смоленская АЭС)
4 энергоблока с водографитовым канальным
реактором ЭГП-6
(Билибинская АЭС)
1 энергоблок с реактором на
быстрых нейтронах БН-600
(Белоярская АЭС)
6

7.

Доля выработки АЭС от выработки
электроэнергии по регионам в 2015 г.
7

8. Выработка АЭС России в 1970-2014 гг.

8

9. КИУМ АЭС России в 2006-2015 г.г.

9

10. Неплановые автоматические остановы реакторов на 7000 часов работы блока

Нарушения в работе АЭС России
Динамика отклонений в работе АЭС по шкале INES
Неплановые автоматические остановы реакторов на 7000 часов работы блока
10

11.

Коллективные дозы облучения на АЭС в 2014–
2015 гг., чел. Зв/блок
11

12.

Динамика травматизма на действующих АЭС в
1992-2015 гг.
12

13.

Сохранение генерирующих мощностей АЭС в
результате продления сроков эксплуатации
13

14. Общая архитектура и классификация ЯЭУ

• По целевому использованию: наработчики,
энергетические, исследовательские, многоцелевые,
критические сборки
• По спектру нейтронов: на тепловых,
промежуточных или быстрых нейтронах
• По паре теплоносиель-замедлитель
• По принципу использования: стационарные,
транспортабельные, транспортные
• По конструкции: корпусные, канальные,
бассейновые
14

15. По архитектуре АЭС бывают

• Одноконтурные
• Двухконтурные
• Трехконтурные
15

16.

Рабочее тело – среда, совершающая работу с
преобразованием тепловой энергии в механическую
(водяной пар). Для экономической эффективности
обязателен замкнутый паро-водяной цикл.
Теплоноситель – среда, отводяшая тепло от топлива и
передающая его рабочему телу (вода, газы, жидкие
металлы, органика). Необходим замкнутый контур,
т.к. надо обеспечить высокую чистоту теплоносителя
и защиту от радиоактивности.
16

17. Одноконтурная АЭС

• контуры теплоносителя и рабочего тела не разделены .
В реакторе происходит парообразование, пар направляется в турбину, где производит работу, превращаемую в генераторе в электроэнергию. После конденсации всего пара в конденсаторе конденсат насосом
подается снова в реактор. Такие реакторы работают с
принудительной циркуляцией теплоносителя, для чего
устанавливают главный циркуляционный насос
(ГЦН).
17

18.

• В одноконтурной схеме все оборудование работает
в радиационных условиях, что осложняет его
эксплуатацию. Большое, преимущество таких схем
простота и большая экономичность. Параметры
пара перед турбиной и в реакторе отличаются лишь
на значение потерь в паропроводах. По
одноконтурной схеме работают Ленинградская,
Курская и Смоленская АЭС (реактор РБМК).
18

19. Схема одноконтурной АЭС

19

20. Двухконтурная АЭС

Контуры теплоносителя и рабочего тела разделены.
Контур теплоносителя называют первым, а контур
рабочего тела - вторым. В такой схеме реактор
охлаждается теплоносителем, прокачиваемым через
него и парогенератор главным циркуляционным
насосом. Образованный таким образом контур
теплоносителя является радиоактивным, он включает
в себя не все оборудование станции, а лишь его часть.
В систему первого контура входит компенсатор
объема, т.к. объем теплоносителя изменяется в
зависимости от температуры.
20

21.

Пар из парогенератора поступает на турбину, затем
в конденсатор, а конденсат из него насосом
возвращается в парогенератор. Образованный таким
образом контур включает в себя оборудование,
работающее без радиации; это упрощает эксплуатацию станции.
В двухконтурной АЭС обязателен парогенератор –
устройство разделяющее оба контура, поэтому оно в
равной степени принадлежит как первому, так и
второму. Передача теплоты через поверхность нагрева
требует перепада температур между теплоносителем и
кипящей водой в парогенераторе. Для водного
теплоносителя это означает поддержание в первом
контуре более высокого давления, чем давление пара,
подаваемого на турбину.
21

22.

Стремление избежать закипания теплоносителя в
активной зоне реактора приводит к необходимости
иметь в первом контуре давление, существенно
превышающее давление во втором контуре.
По двухконтурной схеме работают Нововоронежская, Кольская, Балаковская и Калининская
АЭС.
22

23. Схема двухконтурной АЭС

23

24. Трехконтурная АЭС

В процессе эксплуатации возможно возникновение
неплотностей на отдельных участках парогенератора,
особенно в местах соединения парогенераторных
трубок с коллектором или за счет повреждений самих
трубок. Если давление в первом контуре выше, чем во
втором, то может возникнуть перетечка теплоносителя, приводящая к радиоактивному загрязнению
второго контура. В определенных пределах такая
перетечка не нарушает нормальной эксплуатации
АЭС, но существуют теплоносители, интенсивно
взаимодействующие с паром и водой. Это может
создать опасность выброса радиоактивных веществ в
обслуживаемые помещения. Таким теплоносителем
является, например, жидкий натрий.
24

25.

Поэтому создают дополнительный, промежуточный контур для того, чтобы даже в аварийных
ситуациях
можно
было
избежать
контакта
радиоактивного натрия с водой или водяным паром.
Радиоактивный
жидкометаллический
теплоноситель насосом прокачивается через реактор и
промежу-точный теплообменник, в котором отдает
теплоту нерадиоактивному жидкометаллическому
теплоноси-телю. Последний прокачивается через
парогенератор. Давление в промежуточном контуре
поддерживается более высоким, чем в первом.
Поэтому протечка радиоактивного натрия из первого
контура в промежуточный невозможна. В связи с этим
при
возникновении
неплотности
между
промежуточным и вторым контурами контакт воды
или пара будет только с нерадиоактивным натрием.25

26.

Система второго контура для трехконтурной схемы
аналогична двухконтурной схеме.
Трехконтурные АЭС наиболее
большого количества оборудования.
дорогие
из-за
26

27. Схема трехконтурной АЭС

27

28. Тепловая схема АЭС

Принципиальная тепловая схема является основной
расчетной и технологической схемой энергетической
установки любого типа. Выбор типа, составление
принципиальной тепловой схемы и ее расчет
представляют собой один из важнейших этапов проектирования энергетической установки, на этом этапе
определяется ее тепловая экономичность. В основе
оценки тепловой экономичности лежит термодинамическая эффективность преобразования тепловой
энергии, характеризуемая КПД термодинамического
цикла — термическим КПД. Реализуемые в ЯЭУ
термодинамические циклы и начальные параметры рабочего тела в значительной мере зависят от
конструкции и типа реактора и от физических свойств
28
используемого теплоносителя.

29.

Большое количество типов реакторов, разнообразие
применяемых теплоносителей в сочетании с разнообразием функционального назначения действующих и проектируемых ЯЭУ, режимов их работы и
условий эксплуатации привело к тому, что применительно к ЯЭУ предложено большое количество
различных тепловых схем. Наибольшая определенность в принципах построения тепловых схем и выборе состава оборудования достигнута при разработке тепловых схем АЭС. Это обусловлено тесм,
что для АЭС, особенно для двухконтурных, можно
использовать имеющийся опыт разработки тепловых
схем паротурбинных электростанций на органическом топливе.
29

30.

Изложенное позволяет считать целесообразным в
методическом отношении рассмотреть вопросы,
относящиеся к содержанию, расчету и обоснованию
принципиальных тепловых схем ЯЭУ на примерах
тепловых схем АЭС.
30

31. Состав и назначение принципиальной тепловой схемы АЭС

• Схему преобразования и использования тепловой
энергии рабочего тела в энергетической установке
называют тепловой. На ней показаны оборудование,
посредством которого осуществляются тепловые
процессы, и объединение этого оборудования в
единую установку линиями трубопроводов. Различают
принципиальную и полную (развернутую) тепловые
схемы.
31

32.

Принципиальная тепловая схема включает только
основное оборудование — реактор, парогенератор,
турбину, основные и вспомогательные теплообменные
аппараты (конденсаторы, регенеративные подогреватели, деаэраторы, испарители, холодильники,
насосы и т. п.). Состав этого оборудования определяется прежде всего типом термодинамического цикла и
его параметрами, видом теплоносителя или рабочего
тела и целевым назначением установки.
• На принципиальной тепловой схеме для достижения большей четкости не показываются оборудование, агрегаты и целые системы, имеющие одинаковое функциональное назначение и работающие
параллельно. По тем же соображениям на схему не
наносятся дублирующие линии трубопроводов,
переключающие и вспомогательные соединительные
32
трубопроводы и арматура.

33.

• На полной (развернутой) тепловой схеме приводятся все оборудование, все агрегаты и системы —
рабочие, резервные, вспомогательные. Трубопроводы изображаются со всеми параллельными линиями, обводами и соединениями. Наносится основная
и дублирующая арматура. Чертеж полной тепловой
схемы сопровождается спецификацией, соединяющей данные о типе, числе и технических характеристиках оборудования.
• Полная тепловая схема и ее спецификация характеризуют уровень надежности АЭС. Полная тепловая
схема разрабатывается после составления и расчета
принципиальной тепловой схемы, после выбора
основного оборудования, решения вопросов о его
резервировании
и
вопросов,
связанных
с
33
обеспечением надежности.

34.

Такая классификация тепловых схем является
условной, принятой при рассмотрении тепловых
схем электростанций. Встречаются схемы, которые
по количеству и составу упрощений занимают
промежуточное положение.
34

35. При составлении принципиальной тепловой схемы АЭС выбирают:

При составлении принципиальной тепловой
схемы АЭС выбирают:
тип электростанции;
тип реактора, его мощность и параметры
теплоносителя;
вид
цикла
(паротурбинный,
газотурбинный,
комбинированный и т. п.) и его параметры;
тип, количество, единичную мощность турбин, схему регенеративного подогрева воды; тип устройств,
обеспечивающих качество пара; тип и место
включения деаэраторов питательной воды и питательных насосов; тип привода насосов (электрический,
паротурбинный);
способ
подготовки
добавочной воды (химическое или термическое
обессоливание); схему отпуска теплоты на собствен35
ные нужды и внешним потребителям и т. п.);

36.

Таким образом, можно видеть, что принципиальная
тепловая схема станции состоит из ряда схем, выбор
которых и взаимная увязка в единое целое и
составляют задачу начального этапа разработки
тепловой схемы станции.
Составление принципиальной тепловой схемы может
быть проведено лишь на основании предварительных проработок, сопоставления и анализа
различных вариантов, оптимизационных и техникоэкономических расчетов с учетом опыта эксплуатации действующих станций и результатов научных
исследований.
36

37.

• Следующий этап — расчет схемы, а именно: определение расходов и параметров рабочего тела и теплоносителя в любой точке схемы. На основании полученных данных уточняют технические характеристики
основного и вспомогательного оборудования. С учетом расчетных данных определяют показатели тепловой экономичности станции и ее элементов. Такими
показателями тепловой экономичности АЭС и ее
элементов, равно как и показателями тепловой
экономичности любой другой энергоустановки, предназначенной для преобразования тепловой энергии
(или посредством тепловой энергии) в другие виды
(механическую, электрическую и т. п.), являются КПД
и удельные расходы теплоты.
37

38.

Уравнение теплового баланса
или в относительном виде
(1)
где
-КПД
38

39.

Равенство (1) показывает, что оценку тепловой
экономичности можно проводить как по КПД, так и
по относительным потерям. Это имеет большое
практическое значение, поскольку часто бывает
проще и точнее определить относительные потери
или их изменение, чем КПД.
39

40.

Для станций и энергоустановок, вырабатывающих
один вид энергии
где
- внутренний абсолютный КПД цикла ;
- эффективные КПД, характеризующие потери,
вносимые каждым из п элементов станции;
- термический КПД ;
- относительный внутренний КПД
40

41.

При комбинированной выработке энергии (электроэнергии и теплоты) на АЭС или в какой-либо другой
энергетической установке двухцелевого назначения
возникают трудности при оценке тепловой экономичности такого комбинированного энергопроизводства. Эти трудности обусловлены тем, что на
станции вырабатываются одновременно качественно
неравноценные виды энергии — электрическая и
тепловая. Эта неравноценность не учитывается таким
показателем, как КПД.
Поэтому для характеристики степени совершенства
комбинированного
энергопроизводства
принято
использовать не один, а два и больше показателей.
41

42.

Проиллюстрируем приведенные положения на
примере определения показателей тепловой
экономичности для двухконтурной конденсационной АЭС, работающей на насыщенном паре.
Такая станция вырабатывает только электроэнергию, и в основе ее работы лежит цикл
Ренкина
Известно, что наивысшее значение термического
КПД имеет цикл Карно. Но свойства водяного
пара таковы, что идеальным термодинамическим
циклом тепловой электростанции является не
цикл Карно, а цикл Ренкина
42

43.

Для цикла Ренкина на насыщенном паре
зависимость термического КПД от начальной
температуры пара неоднозначна.
Видно, что максимальный КПД цикла Ренкина на
насыщенном паре достигается при начальном
давлении пара 13-15 МПа, причем наиболее существенный рост КПД происходит до давления 7,5 МПа
43

44. Цикл Ренкина

T температура;
S энтропия
5-1 — подогрев воды; 1-2 — испарение рабочего
тела при подводе теплоты; 2-3 — перегрев пара; 3-4
— расширение пара; 4-5 — конденсация пара. 44

45. Схемы конденсационной АЭС и АТЭЦ, использующих цикл Ренкина

1 — реактор; 2 — парогенератор; 3 — турбогенератор;
4 — деаэратор; 5 — конденсатор; 6 — конденсационный насос;
7 — питательный насос; 8 — циркуляционный насос;
9 — редукционно-охладительная установка;
10 — подогре45
ватель сетевой воды

46. Показатели тепловой экономичности конденсационной АЭС

Термический КПД цикла
где
Н0— располагаемый изоэнтропический перепад;
Ннасос — изоэнтропический перепад в насосе.
46

47. Внутренний относительный КПД турбины

• За счет потерь в турбине срабатывается не весь располагаемый теплоперепад H0, а действительный Hi
Внутренний абсолютный КПД турбины
— коэффициент потерь с протечками
47

48. Абсолютный электрический КПД турбоустановки АЭС

где
- механические потери в турбине
- потери в генераторе (электрические)
48

49. Полный КПД АЭС

Учитывает потери теплоты и в других элементах
энергоустановки: ядерном реакторе, парогенераторе, теплообменниках, трубопроводах и др.
Эти потери учитываются при подсчете полного
КПД АЭС соответствующими относительными
коэффициентами:
49

50.

и
коэффициенты брутто, так
как не учитывают расхода
электроэнергии на собственные нужды
станции
50

51.

КПД АЭС нетто с учетом затраты
энергии на собственные нужды
51

52. Состав ЯЭУ. Основные компоненты и их назначение

• Рассмотрим необходимый состав и условия работы
теплосилового оборудования ВВЭР-1000
52

53.

Блок АЭС с реактором ВВЭР-1000
53

54.

54

55.

1. реактор
2. паровой компенсатор давления (ПКД)
3. предохранительный клапан
4. предохранительный клапан
5. электронагреватель
6. главные запорные задвижки
7. главный циркуляционный насос (ГЦН)
8. парогенератор
9. сепаратор
10. поверхностный промежуточный
пароперегреватель (ПП)
11. турбина
12. конденсатор
13. циркуляционный насос охлаждающей воды
14. конденсатный насос первой ступени
15. обратный клапан
16. запорные задвижки
17, 18. паровые эжекторы
19, 20. конденсаторы
21. конденсатоочистка
22. конденсатный насос второй ступени
23. гидрозатвор
24-27. подогреватели низкого давления (ПНД)
28. дренажный насос
29. деаэратор
30. бак питательной воды (БПВ)
31. бустерный насос
32. питательный насос
33. конденсационная турбина
34. конденсатор
35. конденсатный насос
36. аварийные питательные насосы АПН
37-39. подогреватели высокого давления ПВД
40. подпиточные насосы
41. очистной фильтр
42. регенеративный теплообменник
43. холодильник
44. баки запаса воды
45. баки запаса раствора борной кислоты
46. насосы низкого давления (ННД)
47. насосы высокого давления (НВД)
48. гидроаккумуляторы
49. барботер
55

56.

56

57.

• Первый контур состоит из реактора 1 и 4-х петель,
каждая из которых включает парогенератор (ПГ) 8,
ГЦН 7, главные запорные задвижки 6 и главные
циркуляционные трубопроводы.
• Устройство нескольких параллельных петель исключает
необходимость резервирования оборудования. Число
петель определяется максимально достижимой мощностью отдельных элементов оборудования. Вода в
реактор поступает при давлении 16,6 МПа с температурой 290 С. В активной зоне реактора она нагревается
до 320 С и направляется в ПГ. ГЦН возвращает воду в
реактор. Между реактором и ПГ установлены главные
запорные задвижки, позволяющие отключить от
реактора любую петлю. Задвижки могут отсутствовать.
57

58.

• ГЦН установлены на отключаемой части «холодного»
трубопровода. Передача теплоты в ПГ происходит без
кипения теплоносителя первого контура. Вскипание теплоносителя предотвращается высоким давлением в контуре,
который создает паровой компенсатор давления (КД) 2.
Вода в КД нагревается электронагревателями 5 и частично испаряется, что и приводит к повышению давления.
КД соединен с «горячим» трубопроводом на его неотключаемой стороне. Для предотвращения повышения давления сверх допустимого в пространство КД впрыскивается
теплоноситель из холодной ветви трубопровода. Если при
впрыске холодного теплоносителя повышение давления не
прекращается, то срабатывает предохранительный клапан 3, выход которого соединен с барботером 49.
Температура воды в барботере поддерживается ~60 С для
конденсации пара из КД. Если давление в барботере
превышает допустимое, срабатывает ПК 4 и среда первого
контура выбрасывается в помещение.
58

59.

• Вода первого контура при работе реактора
приобретает высокую наведенную радиоактивность
даже без нарушения плотности оболочек твэлов, так
как в воде практически всегда присутствуют примеси,
которые активируются в активной зоне (например,
продукты коррозии, соли и т. п.). Оборудование
первого контура становится источником ионизирующего излучения, и поэтому его размещают в
необслуживаемых помещениях.
• Следовательно, конструкция оборудования должна
обеспечить его длительную работу (например, в
течение года) без обслуживания и прямого контроля
со стороны персонала.
59

60.

• Из-за высокой радиоактивности теплоносителя требуется сведение к минимуму его утечки. На реакторах
первого поколения (ВВЭР-440) широко используются
полностью герметизированные насосы, в которых
собственно насос и электродвигатель выполнены в
виде моноблока в общем корпусе, так что исключается
выход вала через неподвижный корпус. Однако такие
насосы имеют чрезвычайно сложную конструкцию,
характеризуются
низкой
экономичностью,
а
максимальная мощность их ограничена (до 2000кВт).
• В ВВЭР-1000 используется оборудование (насосы,
арматура) с ограниченными контролируемыми утечками и подачей чистых буферных сред в месте выхода
вала или штока из неподвижного корпуса. Мощность
насоса составляет 5500 кВт при подаче воды 5,5 м3/с,
что и позволило сократить число петель до четырех60

61.

• Для предотвращения накопления примесей в теплоносителе первого контура часть его (так называемая
продувка) с расходом до 22 кг/с с напорной стороны
ГЦН отводится для очистки в фильтрах 41. Перед
фильтрами продувочная вода охлаждается до
температуры 45 С (по условиям работы ионообменных смол фильтров). Охлаждение происходит за
счет нагрева очищенной воды в регенеративном
теплообменнике 42, которая после фильтров возвращается в контур на всасывающую сторону ГЦН.
Окончательное охлаждение продувочной воды
происходит технической водой в холодильнике 43.
61

62.

• Компенсация потерь теплоносителя первого контура, а
также первичное заполнение контура производятся
подпиточными насосами 40 из специальной системы
приготовления чистого конденсата. Параллельно
устанавливается не менее двух центробежных или
трех поршневых насосов.
62

63.

• Все ЯЭУ снабжены системами аварийного охлаждения активной зоны реактора (САОЗ), которые
отводят теплоту из активной зоны при аварии с потерей теплоносителя из контура. САОЗ включает в себя
насосы низкого (ННД) 46 и высокого (НВД) 47 давления, гидроаккумуляторы 48, в которых вода находится под давлением азота, и баки запаса воды и
раствора борной кислоты 44 и 45.
• Когда потеря теплоносителя происходит с небольшой
скоростью, включаются НВД. При большой
разгерметизации, вплоть до полного мгновенного
обрыва трубопровода, вначале вода подается из
гидроаккумулятора, затем включаются НВД и, если их
подачи не хватает для поддержания давления в
контуре, в работу вступают ННД.
63

64.

• Связь первого и второго контуров осуществляется
через ПГ. Из ПГ пар направляется на турбину 11. Давление на выходе из ПГ 6,3 МПа, температура 280 С,
влажность— менее 0,1%. Турбины ЯЭУ с ВВЭР работают на насыщенном паре. Уже в первых ступенях
турбины процесс расширения происходит в области
влажного пара. Возникает опасность эрозионного
износа проточной части турбины, уменьшается КПД.
Проточная часть турбины разделена на цилиндр
высокого давления (ЦВД), цилиндр среднего давления
(ЦСД) и часть низкого давления из трех включенных
параллельно цилиндров низкого давления ЦНД1,
ЦНД2, ЦНД3.
64

65.

• Влажность пара в турбине не должна превышать некоторого предельного значения (оно зависит от линейной скорости вращения лопаток турбины и обычно
составляет 12-14%). Поэтому после ЦВД пар отводится в сепаратор 9, где из него выделяется вода,
которая затем направляется в систему регенеративного подогрева питательной воды. Одной ступени
сепарации при используемых параметрах пара недостаточно для того, чтобы во всех ступенях ЦНД влажность не превышала допустимую. Поэтому после
сепаратора пар перегревается в поверхностном
промежуточном пароперегревателе (ПП) 10 за счет
отбора части острого пара и отбора пара из ЦВД. Из
ПП перегретый пар при 1,12 МПа и 250 С поступает в
ЦСД, ЦНД и затем после расширения - в конденсаторы 12. Конечная влажность за турбиной 14%. 65

66.

• Расчетное давление в конденсаторе составляет 3,9-5,8
кПа), т. е. конденсатор работает в условиях достаточно глубокого вакуума. Давление в нем поддерживается за счет конденсации пара. Теплота при конденсации отбирается технической водой. Циркулирующая охлаждающая вода охлаждается в специальных
сооружениях — градирнях, в бассейнах охлаждающей воды или берется из природного водоема, а для ее
циркуляции используются циркуляционные насосы
охлаждающей воды 13. Неконденсирующиеся газы из
конденсатора отсасываются паровыми эжекторами 17.
Вода из конденсатора конденсатным насосом первой
ступени 14 и конденсатным насосом второй ступени
22 через конденсаторы 19, 20 эжекторов 17, 18, конденсатоочистку 21 и подогреватели низкого давления
(ПНД) (на схеме подогреватели 24-27)
66

67.

подается в деаэратор 29 - устройство для термической дегазации воды за счет уменьшения растворимости газов при нагревании воды до температуры
насыщения. Давление в деаэраторе 0,69 МПа. Нагрев
воды в нем до ~160 С происходит в результате
смешения с паром, который отбирается из турбины.
Нагретая и деаэрированная вода из деаэратора поступает в бак питательной воды (БПВ) 30. Из БПВ вода
питательными насосами 32 через систему
подогревателей высокого давления ПВД (37-39), в
которых она нагревается до 220 C, подается в ПГ.
Нагрев воды в ПВД происходит за счет отборов пара
из турбины. Регенеративный подогрев питательной
воды приводит к повышению КПД цикла
67

68.

• На случай аварии с потерей подачи питательной
воды в ПГ предусмотрена установка трех аварийных питательных насосов АПН 36, включенных
параллельно главным питательным насосам и тракту
ПВД. Согласно правилам устройства и безопасной
эксплуатации должно быть установлено не менее
двух аварийных питательных насосов с электрическим приводом. На выходе питательных насосов
обязательна установка обратных клапанов, так как
оборудование до питательных насосов рассчитано на
значительно более низкое давление, чем за ними.
68

69.

• Параллельно турбине включены быстродействующие редукционные установки БРУ-К и БРУ-Д
для сброса пара помимо турбины соответственно в
главные конденсаторы и в деаэратор при внезапном
выключении турбины и при пусках и остановках
ЯЭУ, когда количество и качество пара не
обеспечивают поддержание устойчивой частоты
вращения холостого хода. КПД блока ВВЭР-1000
равен 33%.
• Все оборудование второго контура в нормальных
условиях работает на чистой, нерадиоактивной,
рабочей среде. Радиоактивность в рабочей среде
может появиться при нарушении плотности (аварийная ситуация) теплопередающей поверхности, работающей в условиях значительных перепадов давлений (~10 МПа) и температур до 100 C.
69

70. Состав ЯЭУ. Основные компоненты и их назначение

• Рассмотрим необходимый состав и условия работы
теплосилового оборудования РБМК-1000
70

71.

Блок АЭС с реактором РБМК-1000
71

72.

72

73.

1. испарительные каналы (ИК)
2. реактор
3. пароперегревательные каналы
4. предохранительные клапаны
5. паропровод с обратными клапанами
6. промежуточный перегреватель (ПП)
7. электрогенератор
8. главные конденсаторы турбины
9. конденсатный насос
10. конденсатоочистка
11. паровые эжекторы
12. деаэратор
13, 14. ПНД
15. обратный клапан
16. конденсатный насос
17. запорные задвижки
18. обратный клапан
19. ПНД
20. вторая ступень конденсатоочистки
21, 22. ПНД
23. насос
24. бак
25. испаритель
26. деаэратор
27. паровая турбина
28, 29. питательные насосы
30. конденсатор турбонасоса
31. конденсатный насос
32. насос
33. насос пуска
34. фильтры
35. насос
36. теплообменник
37. насос расхолаживания
38. насос
39. бассейн-барботер
40. регенеративный теплообменник
41. фильтры
42. запорно-регулирующие клапаны
43. вспомогательный конденсатор
44. ГЦН
45. сепаратор
73

74.

• В испарительных каналах (ИК) 1 реактора 2 вода
частично испаряется. Пароводяная смесь поступает в
сепараторы 45, где при давлении 8,35 МПа пар
отделяется. Отсепарированная вода смешивается с
частью потока питательной воды от питательных
насосов и ГЦНами 44 возвращается на вход ИК, а
осушенный пар влажностью менее 0,1% по паропроводам с обратными клапанами 5 поступает в пароперегревательные каналы (ПК) 3, где и
перегревается до температуры 450 С. На выходе
ГЦН установлены запорные задвижки 17 и
обратный клапан 18. На входе в каждый ИК и ПК
установлены запорно-регулирующие клапаны 42.
ИК, сепараторы, ГЦН и трубопроводы с арматурой
образуют контур многократной принудительной
циркуляции (КМПЦ).
74

75.

• Перегретый пар поступает в ЦВД турбины, вращающей электрогенератор 7. Параметры пара здесь
выше, чем в турбинах, работающих насыщенным
паром. Использование перегрева пара облегчило
работу первых ступеней турбины, уменьшило удельный расход пара, позволило исключить из схемы
промежуточный сепаратор. После сепараторов
дренаж собирается в баке 24 и подается в питательную магистраль насосом 23.
• Паровая турбина и конденсатор, как и во всех одноконтурных ЯЭУ, работают радиоактивным паром.
75

76.

• Далее схема в основном аналогична двухконтурным
ЯЭУ, но имеются и существенные отличия. За конденсатором последовательно установлены два конденсатных насоса КН1 9 и КН2 16, между которыми
включена конденсатоочистка 10 и вторая ступень
конденсатоочистки 20. Такое решение принимается
практически во всех установках при работе турбины
радиоактивным паром. После очистки среда нерадиоактивна.
• Другая особенность, характерная для одноконтурных
ЯЭУ при работе радиоактивным паром,- наличие
испарителя 25, в котором получают чистый пар и
направляют его на уплотнения турбины для
предотвращения утечки радиоактивного пара в
помещение.
76

77. Состав ЯЭУ. Основные компоненты и их назначение

• Рассмотрим необходимый состав и условия работы
теплосилового оборудования БН-600
77

78.

Блок АЭС с реактором БН-600

79.

79

80.

1. Система инертного газа
2. Бак запаса натрия
3. Подпиточный насос
4. Задвижка
6. Электродвигатель
7. Насос
8. Активная зона
9. Бак
10. Промежуточный теплообменник
11. Насос
12. Пароперегревательная секция
13. Испаритель
14. Промперегревательная секция
15. Сбросные устройства
16. трубопровод отсоса паровоздушной смеси
17. Предохранительные клапаны
18. Турбина
19. Электрогенератор
20. Конденсатор
21. Конденсатные насосы первого подъема
23, 26, 27, 28 Арматура
24. Блочная очистная установка
25. Конденсатные насосы второго подъема
29. Гидрозатвор
30. подогреватели высокого давления
31, 34, 35, 36 Подогреватели низкого давления
32. Охладитель основных эжекторов
33. Эжектор
37. Деаэратор
38. Технологический конденсатор
40. Деаэрационный бак
42, 43, 44 Подогреватели высокого давления
45. Насос расхолаживания
46. Компенсатор давления
47. Очистная установка
48. Циркуляционный насос
80

81.

• Интегральная компоновка первого контура позволяет все
оборудование размещать в баке 9 под уровнем натрия, над
которым пространство заполнено инертным газом —
аргоном с давлением 0,3—0,4 МПа. Таким образом, бак 9
является одновременно и компенсатором давления.
Натрий насосом, приводящим в действие электродвигатель
6, прокачивается через активную зону 8. Нагретый натрий
направляется в промежуточный теплообменник 10 сверху
вниз. В составе первого контура имеются три насоса и
шесть промежуточных теплообменников. К первому
контуру подключено быстродействующее сбросное
устройство и система подпитки натрия, включающая в себя
бак запаса натрия 2 с системой инертного газа 1,
подпиточный насос 3 и задвижку 4.
81

82.

• Промежуточный (второй) контур имеет три циркуляционные
петли. Каждая петля включает в себя два промежуточных
теплообменника 10, парогенераторную установку, состоящую из
испарительной
13,
пароперегревательной
12
и
промперегревательной 14 секций, циркуляционного насоса 48
с обратным клапаном 21 и арматурой 4. Натрий из
промежуточного теплообменника параллельно проходит секции
перегревателя 12 и промперегревателя 14, затем поступает в
испарительную секцию 13 и далее насосом 48 подается в
промежуточный теплообменник 10. В состав контура включены
также очистная установка 47 и компенсатор давления 46,
сбросные устройства 15, бак запаса натрия, подпиточный насос
И. Давление в промежуточном контуре 1 МПа, благодаря чему
исключаются перетечки активного натрия в промежуточный
контур при разуплотнении. Температура натрия на входе в
парогенераторную установку равна 520 °С, а на выходе 320 °С.
82

83.

• Перегретый пар с давлением 14 МПа и температурой 505 °С
поступает на три стандартные турбины 18 К-200-130
электрической мощностью 200 МВт каждая, состоящие из ЦВД,
ЦСД и ЦНД и связанные с электрогенератором 19. После ЦВД
пар при давлении 2,5 МПа направляется в промперегреватель 14,
где перегревается до температуры 505 °С и поступает в ЦСД. На
паропроводах свежего пара и промперегрева установлены
предохранительные
клапаны
17.
Конденсат
после
конденсатора 20 конденсатными насосами первого подъема 21 с
арматурой 23 проходит конденсатоочистку (блочную очистную
установку— БОУ) 24 и затем конденсатными насосами 25
второго подъема с арматурой 26—27 подается в систему
регенерации. В системе регенерации имеются четыре ПНД 31,
34—36 и три ПВД 42—44, деаэратор 37 с деаэраторным баком
40, охладитель основных эжекторов 32, отсасывающих газы 13 из
конденсатора, охладитель эжекторов уплотнений 30, из которого
конденсат через гидрозатвор 29 и задвижку 28 сливается в
основной поток конденсата.
83

84.

• Параллельно с основным питательным насосом 41
установлен насос расхолаживания 45.
• Свежий пар помимо турбины может сбрасываться через
БРУ-К в основной конденсатор 10 и через БРУ-Д в
технологический конденсатор 38, а оттуда насосом 39 в
деаэратор.
84

85. Конструктивное исполнение ВВЭР-1000

• Реактор ВВЭР является реактором корпусного типа с водой
под давлением, которая выполняет функцию теплоносителя и
замедлителя.
• Корпус реактора представляет собой вертикальный
цилиндрический сосуд высокого давления с крышкой,
имеющей разъем с уплотнением и патрубки для входа и
выхода теплоносителя. Внутри корпуса закрепляется шахта,
являющаяся опорой для активной зоны и части
внутрикорпусных устройств и служащая для организации
внутренних потоков теплоносителя.
• Активная зона реакторов собрана из шестигранных ТВС,
содержащих ТВЭЛы стержневого типа с сердечником из
диоксида урана в виде таблеток. В ТВС ТВЭЛы размещены
по треугольной решетке. В свою очередь, ТВС также собраны
в треугольную решетку с шагом 241 мм.
85

86.

1-верхний блок; 2-привод СУЗ;
3-шпилька; 4-труба для загрузки
образцов-свидетелей; 5-уплотнение; 6-корпус реактора; 7-блок
защитных труб; 8-шахта; 9-выгородка активной зоны; 10-топливные сборки; 11-теплоизоляция реактора; 12-крышка реактора; 13-регулирующие стержни;
14-топливные стержни; 15-фиксирующие шпонки;
86

87.

• Нижние цилиндрические части ТВС входят в отверстия
опорной плиты, верхние в дистанционирующую прижимную.
Сверху на активную зону устанавливается блок зашитых
труб. На фланец корпуса устанавливается верхний блок с
приводами СУЗ, обеспечивающий уплотнение главного разъема. Регулирование реактора осуществляется регулирующими
органами, и как правило, жидким поглотителем.
• Теплоноситель поступает в реактор через входные патрубки
корпуса, проходит вниз по кольцевому зазору между шахтой
и корпусом, затем через отверстия в опорной конструкции
шахты поднимается вверх по тепловыделяющим сборкам.
Нагретый теплоноситель выходит из головок ТВС в
межтрубное пространство блока защитных труб и отводится
выходными патрубками из реактора.
• В качестве ядерного топлива используется спеченный
диоксид урана с начальным обогащением ураном-235 в
стационарном режиме в диапазоне от 2.4 до 4.4 % (масс).
87

88. ТВС реактора ВВЭР-1000

• ТВС ВВЭР-1000 представляет собой пучок твэлов,
размещенных по треугольной решетке с шагом 12,76 мм.
Внутри циркониевой оболочки твэла размером 9,1х0,65
мм располагаются таблетки топлива диаметром 7,53 мм
из двуокиси урана; с обогащением по U от 2,4 до 4,4%.
Масса загрузки UO2 в одном твэле около 1565 г. Твэлы
дистанционируются 15 решетками сотового (ячеистого)
типа, закрепленными на центральном канале. Крепление
твэла осуществляется шплинтовкой в нижней решетке.
Сама решетка закрепляется в хвостовике ТВС.
• Высота ТВС с пучком регулирующих стержней
составляет 4670 мм. ТВС содержит 312 твэлов, 18
направляющих каналов для стержней регулирования,
один канал для датчика замера энерговыделения и полую
центральную трубку.
88

89.

• В центре шестигранной головки ТВС находится цилиндрическая втулка, в которой крепятся 18 направляющих
каналов для поглощающих элементов и канал для датчика замера энерговыделений. По граням головки
расположены окна для выхода теплоносителя из ТВС
89

90.

БЕЗЧЕХЛОВАЯ ТВС
1 — траверса регулирующих
стержней;
2 — пэл;
3 — подвижная часть головки;
4 — направляющая труба пэлов;
5 — пружина;
6 — неподвижная часть головки;
7 — отверстия для теплоносителя;
8 — дистанционирующая решетка;
9 — твэл;
10 — опорная нижняя решетка;
11 — хвостовик
90

91.

Техническая характеристика ТВС ВВЭР-1000
Длина, мм
4570
Размер шестигранника «под ключ», мм
234
Количество тепловыделяющих элементов, шт
312
Количество направляющих каналов, шт.
18
Количество дистанционирующих решеток, шт.
15
Основной шаг дистанциони-рующих решеток по высоте, мм
255
Высота дистанционирующей решетки, мм
20
Шаг тепловыделяющих элементов, мм
12,75
Наружный диаметр оболочки ТВЭЛов, мм
9,1
Толщина оболочки ТВЭЛ, мм
0,62
Материал оболочки ТВЭЛ
Топливо в виде таблеток
Обогащение топлива
по U235
Zr+1%Nb
UO2
1,6 ....4,4
Высота топливного столба, мм
3530
Масса топлива в кассете, кг
455,5
Срок работы в активной зоне, лет
Количество ТВС в активной зоне, шт.
4
163
91

92.

ТВС PWR
ТВС ВВЭР
ТВС БН
ТВС ВВЭР
92

93. Бесчехловые ТВС позволяют:

• улучшить перемешивание теплоносителя;
• уменьшить зазор между соседними ТВС, что
позволяет разместить большее количество ТВС;
• снизить неравномерность энерговыделения;
• меньшить гидравлическое сопротивление ТВС;
• повысить надежность охлаждения в аварийных
режимах за счет поперечной растечки воды;
• снизить количество дорогостоящего материала
(циркония), применяемого в ТВС.
93

94. Внутренняя шахта реактора ВВЭР-1000

• Шахта представляет собой вертикальный цилиндр с перфорированным эллиптическим днищем, в котором закреплены
опорные конструкции для ТВС. Своим верхним фланцем
шахта устанавливается обычно на внутреннюю проточку,
выполненною в верхней части корпуса реактора.
• Конструкцией шахты и реактора предусматриваются меры по
исключению вибраций и перемещений шахты в потоке
теплоносителя, а также в случае возникновения аварийных
ситуаций. От вертикальных перемещений и вибраций шахта
обычно удерживается через упругие элементы крышкой
реактора, от вибрации в радиальном направлении
закрепление шахты обычно производится в нескольких
местах по высоте реактора. В верхней и нижней частях шахта
фиксируется шпонками, установленными на корпусе
реактора, в средней части-плотной посадкой по окружности
разделителя потока или специальными технологическими
94
выступами.

95.

• Нижняя часть внутрикорпусной шахты обычно повторяет
форму днища реактора, т. е. выполняется эллиптической.
Организованный профиль зазора между днищем шахты и
внутренней поверхностью корпуса реактора, а также степень
перфорации днища шахты должны свести к минимуму пульсации и неравномерности скоростей потока теплоносителя
перед входом в активную зону. Опорные элементы конструируются в зависимости от формы хвостовика тепловыделяющей сборки. Хвостовики опорных элементов закрепляются неподвижно в эллиптическом днище шахты.
• В конструкции внутрикорпусных шахт предусматривается
опорный пояс, служащий опорой для выгородки. Располагается обычно в нижней части шахты. С помощью
защитного контейнера шахта может быть выгружена из
реактора для проведения профилактического осмотра и при
необходимости для ремонта в специальной шахте ревизии.
95

96.

• Выгородка активной зоны предназначена для уменьшения
неравномерности энерговыделения периферийных твэлов
активной зоны; она также уменьшает холостые протечки
теплоносителя мимо активной зоны и является элементом
нейтронной защиты корпуса реактора.
• Конструкционно выгородка представляет собой обечайку,
состоящую из нескольких граненых колец. Внутренняя
конфигурация
выгородки
должна
обеспечивать
дистанционирование периферийных ТВС активной зоны. В
граненых поясах выгородки предусматриваются сквозные
отверстия по высоте, предназначенные для охлаждения
конструкционного материала.
• Выгрузка выгородки из реактора для профилактического
осмотра
и
ремонта
производится
совместно
с
внутрикорпусной шахтой реактора.
96

97. Корпус реактора ВВЭР-1000

• Корпус реактора ВВЭР представляет собой
конструкцию
цилиндрической
формы,
изготовляемую из цельно-кованых обечаек без
продольных сварных швов. Нижняя часть
корпуса, где расположена активная зона,
выполняется в виде целой цилиндрической
оболочки с эллиптическим днищем без какихлибо врезок и отверстий. Входные и выходные
патрубки
для
подсоединения
главных
циркуляционных трубопроводов, а также другие
коммуникации располагаются выше верхней
части активной зоны не менее чем на 1м.
97

98.

• При конструировании и изготовлении корпусов ВВЭР
ставится задача обеспечения многолетней надежной
эксплуатации реактора. Корпус реактора работает в
жестких условиях: высокие давление и температура,
мощные потоки радиоактивного излучения, значительные скорости теплоносителя, который является коррозионно-агрессивной средой.
• Профилактический осмотры ремонт элементов корпуса
ограничены, вследствие их наведенной радиоактивности.
Для работы в таких условиях предпочтительными
материалами являются перлитные низколегированные
стали. Изготовление корпусов ВВЭР целиком из нержавеющих сталей невозможно вследствие нетехнологичности и низкой прочности их.
98

99.

• В РФ принято заводское изготовление корпусов ВВЭР и
их перевозка по железным дорогам. В связи с этим
максимальные габариты корпуса: высота 10880, наружный диаметр по фланцу 4570 мм, укладываются с
необходимыми зазорами для перевозки по железным
дорогам РФ. Корпус ВВЭР-1000 имеет два ряда
патрубков диаметром 850 мм по четыре патрубка в ряду,
для подключения четырех циркуляционных петель
главного циркуляционного контура.
• Уплотнение главного разъема и крепление крышки к
корпусу осуществляются с помощью шпилек, при этом
обеспечивается прочное прилегание торца фланца корпуса к торцу фланца крышки. Уплотнение главного разъема ВВЭР осуществляется двумя прокладками, установленными в канавки на торцевой поверхности фланца
крышки. Прокладки изготовлены из труб диаметром
35х5, наружная поверхность которых покрыта никелем.
99

100.

• Блок защитных труб (БЗТ)
предназначен для фиксации
головок ТВС ядерного реактора, удержания от всплытия
внутрикорпусных устройств и
ТВС активной зоны, защиты
рабочих органов, СУЗ от
воздействия потока теплоносителя.
• 1-ловители кассет; 2-плита; 3дистанционирующая обечайка; 4-трубка датчиков температурного контроля; 5-обечайка шахты; 6-корпус реактора; 7-пружины; 8-крышка
реактора; 9-трубка датчиков
энерговыделения; 10-защитная труба.
100

101.

101

102.

102

103. Конструктивное исполнение РБМК-1000

• Реактор РБМК-1000 является реактором с неперегружаемыми каналами, ТВС и технологический канал являются раздельными узлами. К установленным в реактор
каналам с помощью неразъемных соединений подсоединены трубопроводы - индивидуальные тракты подвода и отвода теплоносителя. Таким образом, при перегрузке топлива не требуется размыкания тракта теплоносителя, что позволяет осуществлять ее с помощью перегрузочных устройств без остановок реактора.
• Из двух типов реакторов на тепловых нейтронах –
корпусных и канальных, последние оказалось проще
освоить и внедрить в жизнь. Это объясняется тем, что
для изготовления канальных реакторов могут быть использованы общемашиностроительные заводы и не требуется уникального оборудования, которое необходимо
103
для изготовления корпусов водо-водяных реакторов.

104.

104

105.

1 - плитный настил
(тяжелый бетон, 4 т/м3);
2 - засыпка серпентинита (1,7 т/м3);
3 - обычный бетон
(2,2 т/м3);
4 - песок (1,3 т/м3);
5 - бак водяной защиты;
6 - стальные защитные
блоки;
7 - графитовая кладка.
105

106.

• Реактор размещен в бетонной шахте размером. Нижняя
плита толщиной 2 м и диаметром 14,5 м состоит из
цилиндрической обечайки и двух листов, в которые
вварены трубные проходки для топливных каналов и
каналов управления. Весь объем внутри плиты между
проходками заполнен серпентинитом, благодаря чему
она, являясь биологической защитой, обеспечивает
возможность проведения работ в подреакторном
пространстве во время остановки реактора.
• Нижняя плита опирается на бетонное основание шахты
реактора. Реактор окружен боковой защитой в виде
кольцевого бака с водой, который установлен на
бетонном основании шахты реактора. На верхнем торце
бака на катковых опорах установлена верхняя плита,
аналогичная по конструкции нижней. Толщина верхней
плиты 3 м, диаметр 17,5 м.
106

107.

• Нижняя и верхняя плиты соединены между собой герметичным кожухом из листового проката толщиной 16 мм.
• Внутри герметичного кожуха реактора на нижней плите
установлена графитовая кладка реактора, состоящая из
2488 вертикальных графитовых колонн, собранных из
прямоугольных блоков высотой 200, 300, 500 и 600 мм, с
основанием 250x250 мм и внутренним отверстием диаметром 114 мм. 1693 колонны предназначены для установки в них топливных каналов, 179 - для каналов СУЗ, а
остальные являются боковым отражателем.
• В отверстиях периферийных колонн установлены металлические охлаждаемые водой штанги, фиксирующие
графитовую кладку при перемещениях в радиальном
направлении.
107

108.

• Для кладки реактора используется графит плотностью
1,65 г/см3. Общий эквивалентный диаметр кладки 13,8 м
(диаметр активной зоны 11,8 м, толщина бокового
отражателя 1 м). Высота кладки 8 м (высота активной
зоны 7 м, толщины торцевых отражателей по 0,5 м)
• Внутренняя полость реактора заполнена прокачиваемой
через кладку азотно-гелиевой смесью, что обеспечивает
нейтральную атмосферу для графита и предотвращает
его выгорание.
• Газовая среда реактора служит также для вентиляции
внутриреакторного пространства и для контроля целостности каналов. Газ поступает снизу кладки, проходя
вдоль канала. В случае нарушения целостности канала
газ увлажняется, что и определяется проводимым анализом влажности газа.
108

109.

Тепловыделяющая
кассета РБМК-1000
1 - подвеска,
2 - штифт,
3 - переходник,
4 - хвостовик,
5 - твэл,
6 - несущий стержень,
7 - втулка,
8 - наконечник,
9 - гайки.
109

110.

Устройство ТВЭЛа реактора
РБМК:
1 — заглушка;
2 — таблетки диоксида урана;
3 — оболочка из циркония;
4 — пружина;
5 — втулка;
6 — наконечник.
Конструктивно, каждый ТВЭЛ
состоит из сердечника и
герметичной оболочки.

111.

• ТВС в РБМК состоят из двух частей-нижней и верхней,
каждая из которых содержит 18 твэлов стержневого типа
из таблеток спеченной двуокиси урана. Высота активной
части топлива в твэле 3,5 м, общая высота активной зоны
в РБМК 7,0 м. Диаметр твэла 13,5 мм. Расположение
твэлов в ТВС с требуемым шагом (минимальный зазор
между твэлами 1,7 мм) обеспечивается с помощью
дистанционирующих решеток, состоящих из 19 ячеек, из
которых 18 служат для дистанционирования твэлов, а
центральная ячейка - для крепления решетки к каркасной
трубке ТВС. Ячейки сварены между собой точечной
сваркой в единую конструкцию.
• ТВС крепятся к подвеске, в верхней части которой находится запорное устройство-пробка, предназначенная для
закрепления подвески с ТВС в канале и одновременно
герметизации канала.
111

112. Конструктивное исполнение БН-600

• Использование
натриевого
теплоносителя
обусловило
применение ряда таких специальных систем, как: электрообогрев
оборудования и трубопроводов, электромагнитных насосов,
фильтр-ловушек очистки натрия, диагностики протечек воды в
натрий, локализации продуктов взаимодействия натрия с водой
при
межконтурных
неплотностях
парогенератора,
пожаротушения натрия, отмывки оборудования и ТВС от натрия,
инертного защитного газа аргона.
• Корпус реактора представляет собой бак цилиндрической формы
с эллиптическим днищем и конической верхней крышкой,
выполненной с одиннадцатью горловинами - для поворотной
пробки,
насосов
первого
контура,
промежуточных
теплообменников, элеваторов системы перегрузки ТВС.
Цилиндрическая часть корпуса соединена с днищем путем
сварки через переходное опорное кольцо, на котором установлен
опорный пояс, являющийся основой несущей конструкции
внутри корпуса реактора; он образует системой радиальных
112
ребер три сливные камеры для натрия, выходящего
из
теплообменников.

113.

• На опорном поясе смонтировано всё внутрикорпусное
оборудование: напорная камера с ТВС активной зоны, зоны
воспроизводства и внутреннего хранилища ТВС, первичная
радиационная защита, промежуточные теплообменники,
главные циркуляционные насосы первого контура.
Нагрузка от массы реактора через опорное кольцо
передается на катковые опоры, которые опираются на
фундаментную плиту.
• Реактор размещен в бетонной шахте диаметром 15 м.
Конструкционный материал реактора - нержавеющая сталь
марки Х18Н9. В центре верхней части реактора
смонтировано поворотное устройство, состоящее из
большой и малой поворотных пробок, эксцентричных друг
относительно друга, на малой поворотной пробке
смонтирована колонна СУЗ, несущая исполнительные
механизмы систем управления и защиты, перегрузки ТВС,
контроля активной зоны.
113

114.

• Для компенсации температурных удлинений насосов
первого контура и промежуточных теплообменников
относительно
корпуса
реактора
использованы
компенсаторы приваренные к горловине корпуса реактора.
Корпус реактора заключен в страховочный кожух,
исключающий возможность вытекания натрия из реактора
даже при разрывах его корпуса. Пространство,
заключённое между ними, используется при разогреве
корпуса газом перед заполнением его натрием.
Внутрикорпусная нейтронная защита, размещённая на
опорном поясе, состоит из цилиндрических стальных
экранов, стальных болванок и труб с графитовым
заполнителем.
114

115.

• Активная зона (диаметр 2.05 м, высота 0.75 м) и зона
воспроизводства (толщина 0.4 м) установлены на напорной
камере и набраны из шестигранных ТВС кассетного типа с
размерами "под ключ" 96 мм и с шагом 98 мм. Активная зона
состоит из 370 кассет с ядерным топливом и воспроизводящим
материалом, образующим торцевые зоны воспроизводства, 27
стержней системы СУЗ и одной кассеты с фотонейтронным
источником. Выравнивание тепловыделения по радиусу
активной зоны осуществляется загрузкой кассет с различным
обогащением горючего (21 и 29.4 %): 162 периферийные
кассеты активной зоны образуют зону большого обогащения,
остальные входят в центральную зону малого обогащения.
• Активная зона по периметру окружена боковой зоной
воспроизводства, состоящей из сборок, заполненных двуокисью
обеднённого урана. За этой зоной воспроизводства расположено
внутреннее хранилище кассет на 126 ячеек, которое
предназначено для расхолаживания кассет, извлечённых из
активной зоны, перед их выгрузкой из реактора.
115

116.

• Кассеты активной зоны содержат 127 твэлов, расположенных по
треугольной решётке с шагом 7.95 мм. Дистанционирование
твэлов осуществляется с помощью проволоки, навиваемой на
оболочку. Пристеночные твэлы дистанционируются лентой
эллипсного сечения.
• Кассета боковой зоны содержит 37 твэлов. Наружный диаметр
оболочки этих твэлов равен 14.2 мм, толщина - 0.4 мм. Оболочка
выполнена в виде трёхрёберной трубки с диаметром по рёбрам
15.25 мм.
• Твэлы заполнены по длине активной зоны втулками из
обогащенной окиси урана (или смеси окиси урана) и окиси
плутония, а выше и ниже активной зоны расположены торцевые
экраны из брикетов окиси "отвального" урана. Твэлы зоны
воспроизводства заполнены брикетами из "отвального" урана.
Газовые полости над уровнем натрия в реакторе заполнены
аргоном.
116

117.

117

118. НАСОСЫ. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

• Насосами в называют машины для сообщения энергии
рабочей среде. В зависимости от рода рабочего тела,
различают насосы для жидкостей (насосы в узком смысле) и насосы для газов (газодувки и компрессоры).
• Нас интересуют насосы для жидкости. Они преобразуют
механическую энергию приводного двигателя в механическую энергию движущейся жидкости.
• По принципу действия насосы подразделяют на
динамические и объемные.
• В динамических насосах жидкость движется под силовым воздействием в камере постоянного объема, сообщающейся с подводящими и отводящими устройствами.
• В объемных насосах движение жидкости происходит
путем всасывания и вытеснения жидкости за счет циклического изменения объема в рабочих полостях при 118движении поршней, диафрагм, пластин.

119.

Работа насоса характеризуется
следующими величинами:
Объемная подача - Q, [м3/с] объем жидкости подаваемый
насосом в напорный трубопровод за единицу времени.
Напор (удельная работа) - H, [Дж/кг] - полное количество
энергии, сообщаемое 1 кг рабочей среды в насосе. Выражается в метрах и показывает высоту, на которую можно
поднять жидкость с помощью насоса.
Частота вращения - n [об/мин];
Состояние среды на входе: (температура и давление);
Плотность среды - [кг/м3]
Мощность - N [Вт] - полная энергия подводимая к насосу
КПД - отношение энергии переданной жидкости, к полной
энергии, подведенной к насосу
119

120. Классификация насосов

• По конструкционно - энергетическим признакам:
объемные, лопаточные, струйные, электромагнитные или
магнитогидродинамические (МГД). В качестве основных
насосов АЭС используются лопаточные машины.
Струйные насосы используются для откачивания неконденсирующихся газов из конденсаторов, деаэраторов.
Объемные насосы
• К
объемным
насосам
относят:
поршневые,
плунжерные, ротационные, шестеренчатые.
120

121. Поршневые и плунжерные насосы

Поршневые
насосы
имеют цилиндр 4 и
поршень 3, совершающий возвратно-поступательное
движение.
Цилиндр снабжен клапанами всасывания 1 и
нагнетания 2. При
прямом ходе поршня и
открытом клапане 2
происходит процесс нагнетания рабочей среды в напорный
трубопровод, при обратном ходе и открытом всасывающем
клапане - заполнение объема цилиндра. Особенность работы
поршневых насосов – периодичность подачи и возвратнопоступательное движение (сложный привод).
121

122. Ротационные насосы

Ротационные насосы
имеют цилиндрический ротор 2, эксцентрически расположенный в корпусе 1. В радиальных щелях расположены подвижные
пластины 3 которые
под действием центробежных сил или упругости пружин
прижимаются к внутренней поверхности цилиндра.
Рабочая среда поступает через патрубок всасывания 5 и
переталкивается лопастями в патрубок нагнетания 4.
122

123. Шестеренчатые насосы

• В шестеренчатом насосе полость всасывания 3 и полость
нагнетания 2 разобщены находящимися в зацеплении зубчатыми колесами 1. Зубчатые
колеса размещены в корпусе насоса с малыми осевыми и
радиальными зазорами. Жидкость попадает в межзубчатое
пространство и переталкивается
из полости всасывания в
полость нагнетания.
123

124. Лопаточные насосы

• К лопаточным насосам относятся центробежные,
диагональные и осевые, отличающиеся друг от друга
по направлению потока жидкости на выходе из рабочего
колеса.
• Лопастные насосы также подразделяются по потоку
жидкости за рабочим колесом (с полуспиральным,
спиральным или кольцевым отводом, коленчатым
отводом), по числу потоков внутри рабочего колеса
(одностороннего и двухстороннего входа) и по числу
ступеней рабочих колес в насосе - одноступенчатый,
многоступенчатый.
• Работа этих насосов основана на общем принципе силовом взаимодействии лопастей рабочего колеса с
обтекающим их потоком перекачиваемой жидкости.
124

125. Центробежный насос

Основным рабочим
органом
центробежного насоса является
свободно
вращающееся на
валу рабочее колесо 1, несущее рабочие лопатки 3
плавно изогнутые в
сторону, противоположную направлению вращения колеса. Колесо установлено
внутри неподвижных проточных элементов корпуса: подводящего 8 и отводящего 7. Подводы и отводы объединяются
корпусом 6. Ротор - вал с насаженными на него вращающимися
деталями - вращается в подшипниках 5. Между вращающимися
и неподвижными деталями могут быть установлены уплотнения
4 для снижения утечек из насоса и 1 для уменьшения циркуляции
125
внутри насоса.

126.

• Под центробежной силы жидкость выбрасывается из рабочего колеса, в результате чего в центре колеса создается разряжение, а в периферийной его части – повышенное давление. Для обеспечения непрерывного движения
жидкости через насос необходимо обеспечить подвод перекачиваемой жидкости к рабочему колесу и отвод от
него. Жидкость поступает через отверстие в переднем
диске рабочего колеса по всасывающему трубопроводу.
Движение жидкости по всасывающему трубопроводу
происходит из-за разности давлений в приемном бассейне (атмосферное) и в центральной области колеса
(разряжение).
• Для отвода жидкости в корпусе насоса имеется расширяющаяся спиральная камера (в форме улитки).
126

127. Осевой насос

Рабочее колесо осевого насоса
состоит из втулки, на которой
укреплено несколько лопастей,
представляющих собой удобообтекаемое изогнутое крыло.
Рабочее колесо насоса вращается в трубчатой камере, заполненной перекачиваемой жидкостью. При воздействии лопасти на жидкость за счет изменения скорости течения
давление перед лопастью повышается, а за ней – понижается. Благодаря образующейся при этом силе
основная масса жидкости в пределах колеса движется в
осевом направлении, что и определило название насоса.
Перед
колесом
устанавливаются
неподвижные
127
проточные элементы подводы, за колесом - отводы

128. Диагональные насосы

• Поток жидкости, проходящий через рабочее колесо
диагонального насоса, направлен не радиально, как
у центробежных насосов, и не параллельно оси, как
у осевых, а наклонно, как бы по диагонали
прямоугольника, составленного радиальным и
осевым направлениями.
• По своим рабочим параметрам (подача, напор)
диагональные насосы занимают промежуточное
положение между центробежными и осевыми.
128

129. Струйный насос

В струйном насосе-эжекторе
поток рабочей жидкости разгоняется в сопле рабочей
среды 1 и поступает в камеру смешения 2, в которой
устанавливается пониженное
давление. Камера 2 соединена с сосудом 6, в котором
поддерживается более высокое давление. За счет разницы
давлений среда поступает в камеру смешения 2 и смешивается с рабочей жидкостью. Далее смесь поступает в
отвод 3 и расширяющиеся сопло 4, в котором повышается
статическое давление и далее в патрубок нагнетания 5. В качестве рабочей жидкости обычно используют воду, пар или
газ. Преимущества струйных насосов: простота, отсутствие
движущихся частей, высокая надежность; недостатки: низ129
кий КПД, высокий шум при использовании пара.

130.

• При оборотах в минуту ниже 40 используют объемные
насосы (малая подача и относительно большой напор).
• При оборотах в минуту выше 40 применяют лопаточные
насосы
• Центробежные насосы обеспечивают до 350 оборотов в
минуту (малые расходы и большой напор)
• Осевые насосы – более 500 оборотов в минуту (большые
расходы и малые напоры)
130

131. Явление кавитации

• Кавитация в насосах объясняется нарушением сплошности жидкости в тех местах, где давление снижается до
давления насыщенного пара при данной температуре,
при этом происходит быстрое вскипание жидкости с
образованием пузырьков пара, которые после перехода в
зону повышенного давления и исчерпания кинетической
энергии быстро сокращаются.
• Сокращение кавитационного пузырька происходит с
большой скоростью и сопровождается гидравлическим
ударом и звуковым импульсом. Если кавитационные
пузырьки замыкаются вблизи от обтекаемого тела, то
многократно повторяющиеся удары приводят к
разрушению поверхности этого тела.
131

132.

• Качественное изменение структуры потока, вызванное
кавитацией, приводит к изменениям режима работы гидравлической машины. Эти изменения принято называть
последствиями кавитации.
• Элементы проточной части гидравлических машин представляют собой сочетание направляющих поверхностей,
предназначенных для управления потоком. Если кавитационная зона возникает на такой поверхности, то она
изменяет путь потока. Такие изменения нежелательны и
сопровождаются дополнительными потерями энергии.
Снижение энергетических параметров (подача, напор) и
уменьшение КПД являются прямым следствием возникновения кавитации в любой гидравлической машине.
• Борьба с кавитацией в насосах и других гидравлических
машинах имеет большое значение, так как кавитация
приводит к быстрому разрушению элементов проточной
132
части и снижению их надежности.

133. Специальные насосы АЭС

• ГЦН, для создания циркуляции теплоносителя;
• питательные насосы - для подачи питательной воды в
парогенераторы или барабаны-сепараторы;
• конденсатные насосы - для подачи конденсата в деаэраторы из конденсаторов турбин, ПВД и ПНД;
• насосы циркуляционного водоснабжения для охлаждения конденсатор турбин;
• насосы технического водоснабжения главного корпуса;
• насосы систем безопасности;
• насосы маслоснабжения систем турбоагрегатов;
• насосы спецводоочистки и химводоочистки;
• насосы вспомогательных систем.
133

134. Питательный насос

• Питательные насосы применяются для подачи химически очищенной воды в парогенераторы энергоблоков АЭС. Питательные насосы изготавливаются в различных конструктивных исполнениях: горизонтальные, одно- или двухкорпусные,
секционного или спирального типа, одноступенчатые с рабочим колесом двухстороннего
входа или многоступенчатые с односторонним
распо-ложением рабочих колес. Бескавитационная
работа питательных насосов обеспечивается
применением рабочего колеса с расширенным
входом или применением предвключенного колеса
или насоса.
134

135.

Питательные насосы должны отвечать
следующим требованиям:
• обеспечивать динамическую устойчивость во всем
диапазоне работы насоса;
• вибрация на корпусах подшипника не должна
превышать 0,05 мм;
• обеспечивать удобство монтажа, ремонта и
обслуживания;
• насосы должны снабжаться обратными клапанами с
линией рециркуляции, чтобы не возникало обратного вращения ротора насоса и перегрева воды до
температур, близких к парообразованию.
135

136. Конденсатные насосы

• Конденсатные насосы применяются для подачи конденсата отработанного пара турбин, конденсата греющегося пара из теплообменных аппаратов энергоблоков
АЭС, а также жидкостей, сходных с конденсатом по
вязкости и химической активности.
• Конденсатные насосы обычно работают с минимальным
кавитационным запасом в условиях глубокого вакуума
на входе и при температуре конденсата, близкой к температуре насыщения. Поэтому для улучшения антикавитационных качеств насоса первую ступень выполняют с
предвключенным рабочим колесом. Конденсатные
насосы с подачей до 200 м3/ч обычно изготавливают в
горизонтальном исполнении, а с подачей 200 м3/ч и выше
- в вертикальном.
136

137.

Основные требования, предъявляемые к
конденсатным насосам:
• обеспечение
стабильной
формы
напорной
характеристики при параллельной работе насосов;
• отсутствие подсоса воздуха через работающий и
неработающий насос.
137

138. Насосы систем безопасности

• Насосы систем безопасности предназначены для
поддержания в допустимых пределах параметров
работы АЭС, определяющих ее безопасность не
только в нормальных условиях эксплуатации
(работа энергоблока на мощности, пуск и остановка,
плановое
изменение
нагрузки,
плановое
расхолаживание и т.п.), но также и в аварийных
режимах, вызванных нарушениями в работе или
отказом оборудования и систем АЭС.
138

139. ГЦН ПЕРВОГО КОНТУРА

К ГЦН первого контура предъявляются следующие
основные требования:
• длительная надежная работа без непосредственного обслуживания персоналом;
• полное отсутствие утечки радиоактивной среды или минимальный ее расход;
• возможность быстрого демонтажа элементов, в которых
вероятно возникновение повреждений при эксплуатации;
• возможность быстрой отмывки и дезактивации для снижения уровня радиоактивности при ремонте, т. е. отсутствие узких щелей и тупиковых полостей;
• большое время выбега при внезапном обесточивании привода насоса, что облегчает расхолаживание активной зоны.
139

140.

Циркуляционные насосы для водяного теплоносителя можно разделить на герметичные и
насосы
с
ограниченной
контролируемой
протечкой.
• В полностью герметизированных насосах насос и
электродвигатель объединены в единый блок в общем корпусе. Выход вала через неподвижный корпус
отсутствует. Возможность утечек теплоносителя
полностью исключена.
• Герметичные электронасосы в свою очередь можно
разделить на две группы: а) насосы с герметизированной роторной полостью и сухим статором
электродвигателя; б) насосы с мокрым статором
электродвигателя.
140

141.

Герметичный
насос ГЦЭН-310:
циркуляционный
1 - патрубок
всасывания; 2 - корпус-бак
насоса; 3 - рабочее колесо; 4 - отвод; 5 диафрагма; 6 - нижний подшипник; 7 крышка насоса (корпус электродвигателя)
8 - обмотка электродвигателя; 9 - ротор
электродвигателя; 10 - статор
электродвигателя; 11 - перегородка; 12 - верхний
радиальный
подшипник;13-осеупорный
подшипник;
14 - вспомогательный
насос-импеллер; 15 - крышка; 16 – верхняя часть корпуса электродвигателя; 17 тепловой экран; 18 - прокладка;
19 напорный патрубок.
141

142.

• ГЦЭН-310 - вертикальный герметичный насос с нижним
консольным расположением рабочего колеса. Корпус
собственно насоса 2 и электродвигатель 7 образуют
плотное разъемное соединение с плоской медной прокладкой 18. Корпуса стягиваются полыми шпильками. При
затяжке шпильки разогреваются вставляемыми внутрь
электронагревателями. Разогрев шпилек и их длина обеспечивают необходимый предварительный натяг при
сборке насоса.
• Основной силовой корпус насоса соединяется с трубопроводами сваркой. Внутренний разгруженный корпус
насоса образует отводы и подводы, жестко связан с
корпусом электродвигателя 7 и вместе с ним извлекается
из силового корпуса 2. Насос, включая внутренний корпус,
с электроприводом могут быть достаточно легко отделены
от силового корпуса и заменены.
142

143.

• Для охлаждения роторной полости двигателя и гидродинамических подшипников используется автономный
контур со вспомогательным насосом, колесо которого
посажено на тот же вал, что и колесо основного насоса
на противоположной ему стороне.
• Между торцевой стенкой корпуса электродвигателя,
обращенной в сторону насоса, и обмоткой статора
размещен экран с полостью, охлаждаемой технической
водой. Обмотки статора дополнительно охлаждаются
прокачиваемым через статор воздухом.
Основные данные насоса
• подача 6500 м3/ч (1805 л/с);
• давление на всасывании 12,25 МПа;
• напор 60 м;
• время выбега до расхода 0,7 номинального 2,4 с;
143
• КПД 52%

144.

• Рассмотренная конструкция полностью герметична,
высоко надежна, но имеет малый КПД. Более экономичны
герметичные насосы с мокрым статором. Конструктивная
схема такого герметичного насоса принципиально отличается от рассмотренной отсутствием статорной перегородки. Однако широкого использования такие насосы в
энергетике не получили из-за отсутствия надежной
изоляции, способной работать длительное время в водяной
среде при высоких температурах и в условиях интенсивных ионизирующих излучений.
• Оптимальная мощность герметичных насосов ограничена
(около 2 МВт). Рост их мощности приводит к значительному увеличению массы и габаритов, усложнению
конструкции, затрудняет монтажные и ремонтные операции, снижает КПД.
• Дальнейшее повышение мощности и КПД циркуляционных насосов возможно при отказе от полной герме144
тизации.

145.

ГЦН-195 (2000-100)
1-корпус;
2-конфузор;
3-уплотнение колеса;
4-рабочее колесо;
5-лопаточный отвод;
6-нижний подшипник;
7-шпилька;
8-крышка;
9-экран
10-фонарь электродвигателя;
11-холодильник;
12-уплотнение;
13-вспомогательный подшипник;
14 муфта;
15-прокладки;
145
16 подвод к подшипнику.

146.

• ГЦН для ЯЭУ с реактором ВВЭР-1000 с раздельным
электрическим приводом и механическим уплотнением,
с ограниченной контролируемой протечкой.
• Насос - одноступенчатый вертикальный с консольным
расположением центробежного колеса. Базовая деталь
насоса – сварно-кованный корпус 1. К корпусу стяжными шпильками 7 крепится выемная часть насоса, состоящая из крышки 8 с закрепленными на ней деталями
проточной части статора насоса, опор и узла уплотнений,
ротором, фонарем электродвигателя 10 с установленным на нем двигателем (на рисунке не показан).
• Сферический корпус насоса патрубками с внутренним
диаметром 850 мм сваркой соединяется с главными циркуляционными трубопроводами. Внутри корпуса помещен конфузор 2, по которому вода поступает на вход
рабочего колеса.
146

147.

• Рабочее колесо большой быстроходности (наружный
диаметр 770 мм) посажено на нижний консольный конец
вала. Валы насоса и электродвигателя соединены муфтой
14 и вместе с посаженными на них деталями образуют
единый ротор, опирающийся на общие подшипники.
• Нижней частью ротор опирается на подшипник 6, а
верхним концом - на подшипник расположенный в
верхней части электродвигателя.
• К нижней части крышки насоса крепится лопаточный
отвод 5, который обеспечивает уравновешивание радиальных усилий. В верхней части крышки, между
подшипником и узлом уплотнений, помещены блок
экранов 9 и холодильник 11 для уменьшения теплового
потока к уплотнению..
147

148.

• Блок уплотнений выполнен комбинированным: трехступенчатое торцевое уплотнение с подачей чистой
запирающей воды, с промежуточным охлаждением во
внешнем холодильнике после каждой ступени и
уплотнение с плавающими кольцами со стороны
подшипника.
• Уплотнение стыка мелжду крышкой и корпусом осуществляется комплектом плоской и спирально-навивной
прокладок.
• Все детали насоса выполнены из аустенитной стали
10Х18Н9Т.
• Насос приводится в действие специальным вертикальным
асинхронным двигателем мощностью 5.3 МВт, который
установлен над насосом соосно с ним.
148

149.

Основные данные насоса
подача 20000 м3/ч (5555 л/с);
давление на всасывании 15,6 МПа;
напор 93 м;
время выбега до расхода 0,7
номинального 15 с;
• КПД 80%
149

150.

Основные характеристики ГЦН для ВВЭР-1000
(ГЦН-195) и РБМК-1000 (ЦВН-8)
150

151. УПЛОТНЕНИЕ СИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

• Силовое оборудование ЯЭУ (насосы, турбины) работает в
условиях наведенной активности теплоносителя. Не
исключено попадание в теплоноситель продуктов деления
при разгерметизации твэлов. Поэтому первостепенное значение приобретает выбор оборудования, обеспечивающего
отсутствие утечек радиоактивной среды или ограничивающего их в строго контролируемых пределах.
• Устройства предотвращения или ограничения утечки рабочей среды, а также предотвращения попадания в рабочий контур окружающей среды называются уплотнениями. Конструктивное выполнение уплотнений может
быть различным в зависимости от рода рабочей среды,
уровня наведенной активности и допустимых утечек. Очевидно, что уплотнения должны быть различными для
машин первого и второго контуров.
151

152. Полная герметизация

• Полностью исключить утечки рабочего тела или среды,
его уплотняющей, можно лишь абсолютной герметизацией машины. Так, в герметичных насосах рабочее
колесо и электродвигатель заключены в общем корпусе,
что полностью исключает утечки. Вал не выходит из
корпуса, и необходимость в специальном его уплотнении относительно неподвижного корпуса отпадает.
Вследствие сложности конструкции герметичных машин, а также их невысокого КПД приходится использовать машины без полной герметизации с уплотнением
вращающихся валов, проходящих через неподвижный
корпус. И доля таких машин в ядерной энергетике все
более увеличивается.
152

153. Сальниковые уплотнения

Основные элементы сальника - корпус 4, эластичная
сальниковая набивка 3, нажимная втулка 2. Набивка
сжимается в осевом направлении втулкой, раздается в
радиальных направлениях и прижимается к неподвижной
поверхности корпуса и вращающейся поверхности вала 1
или насаженной на него втулки. Число колец квадратного
сечения уплотнения по условиям затраты мощности на
преодоление трения и износа не должно превышать семи.
153

154.

• Набивка выполняется в виде прессованных или плетеных
шнуров и колец. Применяются набивки: хлопчатобумажные, пропитанные графитом или густой технической смазкой для уплотнения холодной воды при низком давлении; асбестовые с графитовой пропиткой при
давлении до 2,5 МПа и температуре до 200 С; из фольги
из антифрикционного металла с мягким сердечником из
асбеста или без сердечника при давлениях выше 2,5 МПа
и температуре до 200 С; при более высоких температурах
(до 400 С) и высоких давлениях - алюминиевая
набивка из фольги с мягким асбестовым сердечником
или без него. В месте уплотнения на вал обычно надевается защитная втулка, наружная поверхность которой
полируется и должна иметь минимальное биение относительно вала.
• На трение в сальниках затрачивается до 1 % мощности
машины.
154

155.

Признак хорошей работы сальникового уплотнения-просачивание
жидкости между набивкой и защитной втулкой вала. Наличие
небольшой протечки обеспечивает небольшие коэффициенты
трения и умеренный износ материала набивки. При работе на
холодной жидкости с протечкой отводится и теплота работы
трения. Однако свободное вытекание через уплотнение горячей, а тем более радиоактивной среды недопустимо.
• При работе на радиоактивных жидкостях обязательно применение чистых запорных (буферных) сред.
• При работе сальникового уплотнения набивка изнашивается,
расход протечки увеличивается, требуется постоянный контроль за работой уплотнения и периодическое его подтягивание,
что недопустимо при работе на радиоактивных жидкостях даже
при использовании буферных сред. Поэтому на цирку155
ляционных насосах первого контура сальники не используются.

156. Дроссельные уплотнения

• В случае дроссельных уплотнений исключен контакт
поверхности вала и корпуса, что обеспечивает высокую
надежность их работы и допускает длительную работу
без обслуживания. К дроссельным относятся щелевые и
лабиринтные уплотнения. Щелевые уплотнения используются главным образом для жидкостей, а лабиринтные
для пара или газа. Все дроссельные уплотнения работают
по принципу большого гидравлического сопротивления
и поэтому ни в коей мере не могут исключить полностью
протечки уплотняемой среды. Однако протечки через
уплотнение будут тем меньше, чем выше гидравлическое
сопротивление уплотнения.
• В машинах ЯЭУ в дроссельных уплотнениях необходимо
применять запорные буферные среды.
156

157.

• Лабиринтные уплотнения используются главным образом
в машинах, работающих на сжимаемых средах,- в паровых
и газовых турбинах, компрессорах и газодувках. Уплотнение состоит из ряда гребней, закрепленных в неподвижной обойме и образующих щели малого проходного сечения со ступенчатым валом. Используются также лабиринтные уплотнения с гладким валом.
• Для машин первого контура обязательна подача в лабиринтные уплотнения буферных. При этом для паровых
157
турбин надо иметь посторонний источник чистого пара.

158. Торцевые уплотнения

В торцевом уплотнении на валу 1 установлено вращающееся
кольцо пары трения 2 с уплотняющим элементом 9. На
крыше 7 установлена аксиально подвижная втулка 3 с уплотняющим элементом 4 и стопорным устройством 5. С
втулкой 3 жестко связано невращающееся кольцо пары
трения 8. Рабочими поверхностями уплотнения являются
торцевые поверхности вращающегося и неподвижного
колец пары трения. Постоянный контакт уплотняющих
поверхностей обеспечивается пружиной 6.
158

159.

• По сравнению с другими типами уплотнений торцевые
обладают целым рядом преимуществ: а) работают с практически с нулевой утечкой; б) потери мощности на трение
в них в 2-10 раз меньше, чем в сальниках; в) не требуют
постоянного обслуживания, что особенно важно при работе на радиоактивных жидкостях; г) при правильном подборе пар трения обладают высокой надежностью и долговечностью; д) допускают повышенные вибрации вала и не
предъявляют высоких требований к центровке вала; е) могут применяться для широких интервалов давлений и
окружных скоростей.
• Указанные преимущества достигнуты, безусловно, за счет
некоторого усложнения конструкции по сравнению,
например, с сальниковыми или щелевыми уплотнениями.
• На практике используют комбинированные уплотнения.
159

160. КОМПЕНСАТОРЫ ДАВЛЕНИЯ

• С изменением температуры теплоносителя изменяется его
плотность; в замкнутом объеме контура неизбежно должно изменяться и давление.
• Если теплоноситель полностью или частично, находится в
газовой фазе, с изменением давления происходит сжатие
или расширение пара и изменение давления происходит
медленно. Подпитка или продувка теплоносителя позволяет ограничить изменение давления в контуре в заданных
пределах.
• В контуре с однофазным жидким теплоносителем ввиду
его малой сжимаемости с изменением температуры происходит значительное и очень быстрое изменение давления.
Ограничить скорость изменения давления за счет продувки и подпитки оказывается невозможно. Поэтому в контур
с жидким теплоносителем вводят специальные устройства
160
- компенсаторы давления.

161.

1-компенсатор давления; 2- уровнемер; 3-запорный
(или предохранительный) клапан; 4-газовые
баллоны; 5-электронагреватели; 6-разбрызгивающее
устройство.
161

162.

• Компенсатор давления представляет собой сосуд, нижняя
часть которого заполнена жидкостью и соединена с контуром, а верхняя часть заполнена паром или инертным газом.
Соответственно компенсаторы давления разделяют на
газовые и паровые. Газовое пространство компенсатора
соединяется с предохранительным клапаном.
• Газовая система компенсации может быть использована с
любым жидким теплоносителем, находящимся при температуре ниже температуры насыщения. Газовое пространство компенсатора соединяется с газовыми баллонами.
Главное достоинство газовой системы компенсации малые затраты энергии на компенсацию. Но для этого
требуются достаточно большие объемы газовых баллонов.
Громоздкость системы-один из недостатков газовой
системы компенсации.
• Другой ее недостаток-растворимость газов в жидкостях,
увеличивающаяся с ростом давления.
162

163.

1-запорный клапан; 2-регулирующий клапан; 3-подвод азота; 4-компенсатор давления; 5-трубчатые электронагреватели; 6-отбор проб парогазовой смеси; 7-отбор проб воды; 8-предохранительные клапаны; 9фланцевый разъем; 10-реактор; 11-охлаждение; 12-газовая сдувка; 13подвод воды; 14-барботер диаметром 2м; 15- отбор пробы.
163

164.

• В контурах ВВЭР используют паровую систему компенсации. Компенсатор давления подключается к выходной
ветви одной из петель реакторного контура в его неотключаемой части возможно ближе к реактору. Корпус компенсатора имеет водяной и паровой объемы, равные соответственно 48 и 22 м3.
• От неотключаемой части реактора по «холодной» стороне
подводится вода на впрыск в сопла в верхней части корпуса компенсатора. На линии впрыска установлены регулировочный 2 и запорный 1 клапаны. В той части корпуса, в которой при всех режимах имеется вода, установлены электрические нагреватели. К паровому объему подсоединены предохранительные клапаны. В связи с радиоактивностью среды недопустим выброс предохранительных клапанов в атмосферу, поэтому пар поступает под в
барботер, вода из которого по мере необходимости
сливается в баки «грязного» конденсата.
164

165.

• Давление в барботере поддерживается равным 0,5 МПа.
Температура воды в его объеме 40-60°С за счет охлаждения водяного объема технической водой промконтура.
Из общего объема барботера, равного 15м3, вода занимает
11м3. В паровую часть барботера подается азот для нейтрализации образующейся гремучей смеси.
• Принцип работы парового компенсатора давления 4 заключается в следующем. При постоянном режиме в нормальных условиях все клапаны, кроме запорного, закрыты.
При повышении температуры воды в контуре, некоторое
дополнительное количество воды из горячего трубопровода поступает в корпус, сжимая пар, давление которого
возрастает. Вследствие этого срабатывает регулировочный
клапан на линии впрыска. За счет нагрева этой воды часть
пара парового объема корпуса конденсируется, давление
уменьшается до нормального, при котором регулировочный клапан автоматически закрывается.
165

166.

• При незначительных изменениях температуры давление
поддерживается без вспрыска холодной воды. Так, с незначительным ростом температуры и давления пара происходит частичная конденсация пара, а при снижении температуры и давления-частичное испарение воды водяного
объема за счет работы электронагревателей.
• В связи с этим паровой компенсатор объема поддерживает
постоянное давление в контуре с очень большой точностью.
• Скорость разогрева компенсатора объема ограничена
(40°С/ч)
для
предотвращения
значительных
температурных напряжений в металле. Начальное
давление в компенсаторе объема создается азотом,
который к концу разогрева полностью удаляется
образующимся паром.
166

167.

Паровой компенсатор давления
реактора ВВЭР-440
1-шины подвода электропитания;
2-опорная обечайка;
3-электронагреватели;
4-защитный экран;
5-лестница;
6-полость для контроля протечек;
7-смотровой люк;
8-патрубок впрыска;
9-отвод к переливной трубе;
10-отвод к предохранительным клапа-нам;
11-отвод к линии сдувки;
12-сопла распыливания;
13-защитный кожух;
14-корпус;
15-патрубки присоединения к первому
контуру;
167
16-опоры

168. ТРУБОПРОВОДЫ АЭС

• Соединение между собой отдельных агрегатов АЭС требует
большого числа трубопроводов. Кроме главных существует
большое количество вспомогательных трубопроводов. Общая
протяженность трубопроводов на атомной станции несколько
километров.
• Наиболее ответственны главные трубопроводы, непосредственно связанные с технологическим процессом станции. По этим
трубопроводам проходит радиоактивная среда с наибольшими
параметрами и расходами. Проектированию трубопроводов
АЭС должно уделяться большое внимание, так как стоимость
их достигает 10% общей стоимости оборудования станции, а от
надежности их эксплуатации во многом зависит надежность
работы всей станции в целом. На электростанциях в основном
используют бесшовные трубы и лишь для циркуляционных
водоводов и некоторых вспомогательных трубопроводов
сварные.
168

169. Материалы трубопроводов

• Марки сталей для труб зависят от температуры среды. При
температурах до 450°С используют углеродистые стали. В
интервале температур 450-570°С стали перлитного класса,
легированные хромом 0,5-2%, молибденом 0,3-1% и
ванадием 0,2-0,4%. Такие же стали можно использовать и
для температур ниже 450°С, если диаметр трубопроводов
значителен и целесообразно уменьшать толщину стенок.
Для более высоких температур (до 620°С) можно
применять нержавеющие стали с высоким содержанием
хрома, (11% Сг, 2% W, 0,7% Мо, 0,2%V). Наиболее
жаропрочны и жаростойки стали аустенитного класса.
• Стали различных классов существенно отличаются по
стоимости. Отношения стоимостей углеродистых, перлитных легированных и аустенитных сталей составляют
1:2,5:10(15).
169

170.

• Для трубопроводов АЭС, за исключением главного
циркуляционного контура реактора, применяют стали
перлитного класса-легированные для участков насыщенного и перегретого пара и углеродистые для
остальных участков. Для трубопроводов главного
циркуляционного контура используют в основном нержавеющие аустенитные стали, что существенно удорожает оборудование AЭC, поэтому для трубопроводов
очень больших диаметров применяют перлитные стали
с плакировкой изнутри нержавеющей аустенитной
сталью. Основное назначение плакировки-защита
перлитной стали от эрозии, которая может иметь место
в связи со значительными скоростями воды.
170

171. Особенности конструктивного исполнения

• Все трубопроводы, температура среды в которых выше
45°С, имеют тепловую изоляцию с температурой на ее
поверхности 45-48°С. На швах и в местах сварки теплоизоляция должна допускать ее быстрый съем и восстановление. Размеры трубопроводов указываются в миллиметрах и обычно обозначаются дробью (или произведением): в числителе-наружный диаметр, в знаменателетолщина стенки (550/25 или 550х25).
• Внутренний диаметр труб принимают в зависимости от
расхода и скорости среды, а необходимую толщину стенки
и наружный диаметр трубопровода исходя из расчета на
прочность.
171

172.

• Для трубопровода важна скорость среды (параметры и
расход которой заданы), так как она влияет на диаметр, а
поэтому на толщину стенки, вес и стоимость.
• Чем больше скорость, тем дешевле трубопровод и общая
стоимость станции, но тем больше гидравлические потери.
Поэтому выбор скоростей сред делается на основе технико-экономических расчетов.
• Учитывая опыт проектных организаций, приняты следующие примерные значения: для острого пара 45-50 м/с; для
пара низкого давления 50-70 м/с; для питательной воды
4-6 м/с (трубы из углеродистых сталей) и 8-12 м/с (трубы
из аустенитных нержавеющих сталей); для газа и воздуха
10-20 м/с
172

173. Соединения трубопроводов

• Длина труб, выпускаемых промышленностью, 8-12 м.
Длина трубопроводов всегда больше. Места соединений
участков трубопроводов между собой, с арматурой и отдельными агрегатами в реакторных контурах требуют
особого внимания.
• Все соединения сварные; фланцевые применяются в виде
исключения. Ремонт трубопроводов первого контура
чрезвычайно затруднителен, поэтому качеству сварки уделяется особое внимание, так как от этого зависит срок
службы трубопроводов.
• Трубопроводы контура циркуляции соединяют с главным
циркуляционным насосом и главной задвижкой также
сваркой. На эти трубопроводы приходятся наибольшие весовые расходы. Количество воды, циркулирующей по
контуру реактора, в 5-6 раз больше его паро173
производительности.

174. АРМАТУРА

• Все трубопроводы тепловых электростанций снабжают
арматурой. Назначение ее - включать или отключать поток, регулировать расход, температуру или давление
потока и предохранять от нерасчетных режимов
• Арматура первого контура ЯЭУ должна удовлетворять
следующим основным требованиям:
1) быть герметичной при любых рабочих давлениях и температурах; допускать возможность осмотра уплотнений,
ремонта и быстрой замены рабочих элементов.
2) обладать достаточным быстродействием, допускать автоматическое и дистанционное управление;
3) иметь минимальные габаритные размеры и массу;
4) иметь минимальные усилия для перемещения подвижных элементов.
174

175. Арматура бывает

• запорная (включение и отключение потока);
• регулирующая (изменение или поддержание заданного
расхода, давления, температуры);
• предохранительная (предупреждение чрезмерного повышения давления, недопущение изменения направления
расхода);
• контрольная (указатели уровня);
• обратная (предотвращение обратного потока среды);
• фазоразделительная арматура (разделение рабочих
сред в зависимости от их фазы и состояния).
• Перечисленная арматура может устанавливаться как на
трубопроводах, так и на отдельных агрегатах.
175

176.

• Кроме того, есть арматура приводная (с ручным, электрическим, гидравлическим, пневматическим приводами) и самодействующая, в том числе импульсная, приводимая в действие
самой средой. К приводной относятся вентили (1), задвижки
(2) и краны (3), к самодействующей относятся обратные (4) и
предохранительные (5) клапаны.
• В вентилях запирающий орган садится на седло, передвигаясь
в направлении потока; в задвижках он движется перпендикулярно направлению движения жидкости; в кранах вращается
вокруг своей оси. В обратных клапанах запирающий орган
открывается потоком среды в одном направлении и запирается
в противоположном. Предохранительный клапан открывается
под воздействием избыточного сверх установленного давления
176
и закрывается при его восстановлении.

177. Правила установки и эксплуатации

1. Движение среды должно совпадать со стрелкой на корпусе арматуры;
2. Использование арматуры не по прямому назначению запрещается, например недопустимо использовать запорную
арматуру как регулирующую;
3. Арматура должна ввариваться в соответствующий участок трубопровода до его монтажа; установка ее предусматривается в местах, доступных для обслуживания;
4. Арматура, работающая при высоких температурах, закрывается съемными разборными теплоизоляционными
конструкциями.
177

178.

• Приваривание арматуры к трубопроводам уменьшает возможные протечки среды и повышает надежность работы.
Для возможности частичного ремонта без вырезки арматуры иногда седла в корпусах арматуры устанавливают на
резьбе. Если требуется более серьезный ремонт или замена
арматуры, то она вырезается и в потом вваривается вновь.
• Вся арматура высокого давления выпускается заводами
только как приварная. В качестве запорных органов
применяют вентили и задвижки. Тип запорного органа
выбирают в основном по диаметру трубопровода. На трубопроводах диаметром 125 мм и более устанавливают
задвижки, а при диаметре 70 мм и менее - вентили. В
интервале диаметров от 70 до 125 мм возможно применение обеих конструкций.
• Задвижки обязательны лишь на трубопроводах, по которым возможно движение среды в обоих направлениях, т.к.
вентили допускают подвод среды только с одной стороны.
178

179. Задвижки

1 - шпиндель;
2 - корпус;
3 - распорный гриб;
4 - седло;
5 - уплотняющий диск
(тарелка).
179

180.

• Наиболее употребительны задвижки с клиновым затвором. Такая задвижка может иметь один клин,
соединенный со шпинделем (I). В этой конструкции для
создания плотного контакта с двусторонним седлом
клапана, установленным в корпусе, при опускании шпинделя с клином требуется подгонка клина к двум
поверхностям, что выполнить полностью не удается.
• Более совершенна конструкция II, в которой сидящий на
шпинделе клин состоит из двух уплотняющих дисков
(тарелок). При опускании шпинделя к уплотняющим
кольцам подходят обе тарелки, а окончательная плотность соединения достигается при последующем опускании шпинделя, так как тарелки прижимаются распорными грибками. Такие задвижки применяют как на паре,
так и на воде.
180

181. Вентили

1 - шпиндель;
2 - полукольцо;
3 - основной клапан (тарелка);
4 - корпус;
5 - седло;
6 - разгрузочная тарелка;
7 - коническая часть шпинделя;
8 - втулка.
181

182.

• При закрытии запорного вентиля высокого давления
сидящий на шпинделе клапан 3 опускается на седло 5.
• Для открытия вентилей и задвижек высокого давления
необходимо преодолевать большие усилия, так как при
начальном положении существует большой перепад давлений по обе стороны клапана. В современных конструкциях применяют метод внутренней разгрузки. Вначале поднимается разгрузочный клапан 6 малого диаметра, открывая доступ среде по обеим сторонам
основного клапана 3. Подъем клапана 6 идет до упора
его в полукольцо 2, в связи с чем начинается уже подъем основного клапана. Для уменьшения возможных
утечек воды через сальник на шпинделе 1 имеется коническая поверхность, упирающаяся во втулку крышки при
полном открытии вентиля.
182

183.

• При открытом положении вентилей протекающая среда
воздействует на клапан (в отличие от задвижек, создающих вместе с седлом плотное соединение). Поэтому
плотность вентилей обычно нарушается быстрее, чем
плотность задвижек. В вентилях возможна подача среды
или только под клапан, или только на клапан. На трубопроводах вентили следует располагать в соответствии с
указателем направления движения среды (стрелки), чтобы
не создавать на шпинделе нерасчетных усилий.
• Запорная арматура (запорные задвижки и клапаны) должна
быть или полностью открыта, или полностью закрыта. Использование ее как регулировочной арматуры приводит к
повышенному эрозионному износу деталей и нарушению
основного соединения, а в результате - к протечкам. Для
регулирования расхода или давления существует
специальная арматура.
183

184. Регулировочные вентили

Регулировочные вентили отличаются от
запорных
профилем
клапана и седла. Односедельный клапан 3 в
виде иглы имеет переменное сечение. Он
или
укреплен
на
шпинделе 1, или выполнен с ним как одно
целое. Седло 2 укреплено на резьбе в корпусе 4 вентиля и имеет
расширяющееся
сечение.
184

185.

• Такой вентиль не может работать без протечек, но этого и
не требуется, так как он не запорный. Профилированный
клапан-игла позволяет изменять расход среды пропорционально его перемещению.
• Регулировочные клапаны могут быть и двух седельными.
Эта конструкция позволяет разгрузить шток от больших
осевых усилий, возникающих в результате разности
давлений на входе и выходе. Недостаток клапана - его
большая неплотность из-за трудностей обеспечения плотного прилегания двух посадочных поверхностей одновременно, поэтому регулирование расхода при малом подъеме штока становится неудовлетворительным.
185

186. Обратные и предохранительные клапаны

На всех питательных магистралях
перед питаемым агрегатом (парогенератор, реактор, испаритель и
т. д ) обязательна установка обратного клапана. Принцип его
работы ясен из рисунка.
Чтобы не допустить существенного превышения давления в системе, обязательно
устанавливают не менее двух предохранительных
клапанов. На трубопроводах больших диаметров
применяют импульсные предохранительные клапаны, в
которых при превышении давления открывается сначала
вспомогательный клапан, а вслед за ним - основной.
186

187.

• По конструкциям кроме импульсных различают рычажные и
пружинные предохранительные
клапаны.
Пружинный предохранительный
клапан на давление 12,5 МПа:
1-корпус; 2-втулка (седло); 3-упорный закрепляющий штифт; 4-направляющее (регулирующее) кольцо;
5-тарелка клапана; 6-направляющая
втулка; 7-шток; 8-пружина; 9устройство для подрыва клапана от
руки; 10-гайка для регулировки
клапана.
187

188. Некоторые условные обозначения арматуры на схемах трубопроводов

1-арматура без электропривода; 2-арматура с электроприводом; 3-обратный клапан; 4-регулировочный клапан; 5-дроссельная шайба; 6-редукционная установка; 7-выброс в атмосферу; 8-трехходовой клапан с выбросом в атмосферу; 9-предохранительный клапан с импульсным устройством и выхлопом в атмосферу; 10-расходомер.
188

189. Очистка теплоносителя на АЭС

• На АЭС с водным теплоносителем необходимо обеспечить высокую чистоту воды первого контура. Примеси,
содержащиеся в воде, могут вызвать отложения на элементах первого контура — в реакторе, насосе и арматуре.
• Особенно опасны отложения на ТВЭЛах, так как это не
только приводит к снижению коэффициента теплопередачи, но может вызвать аварийную ситуацию. Температура
оболочки ТВЭЛов всегда выше температуры теплоносителя. Превышение это тем больше, чем больше толщина
отложений и тепловая нагрузка.
• Для ТВЭЛов, тепловая нагрузка достигает 1,2·106-1,5·106
Вт/м2. Поэтому отложения в реакторе могут вызвать ухудшение теплопередачи, сильный нагрев и разрушение оболочек ТВЭЛов. При разрушении оболочек происходит
значительная активация теплоносителя за счет выхода в
него продуктов деления. При превышении активности
189
выше определенного предела необходим останов реактора.

190. Радиационные процессы в контуре

• Образование новых изотопов. При взаимодействии
ионизирующего излучения с теплоносителем и находящимися в нем примесями образуются радиоактивные нуклиды, служащие дополнительным источником активности,
что приводит к повышенной радиоактивности самого
теплоносителя. Условно различают газовую, осколочную
активность теплоносителя, а также активность примесей в
теплоносителе.
• Газовая активность водного теплоносителя вызывается
образованием радиоактивных нуклидов, например, по
следующим реакциям:
190

191.

• Наибольшую опасность из новообразованных нуклидов
представляет изотоп азота 16N. Накопление трития T
может происходить также в результате реакций:
первая из которых может иметь место при регулировании
реактивности реактора с помощью раствора борной кислоты, а вторая - при использовании гидроокиси лития для
поддержания щелочной реакции теплоносителя и
нейтрализации борной кислоты.
191

192.

• Активация примесей вносит существенный вклад в
активность теплоносителя. Речь идет о естественных примесях: растворенных в теплоносителе солях натрия, кальция, магния и др. Одним из нуклидов, вносящих существенный вклад в радиоактивность примесей, является 24Na с
периодом полураспада 15ч, который излучает жесткие
гамма кванты. Образуется этот нуклид по реакциям:
• В связи с такого рода активацией примесей, водный теплоноситель первого заполнения, так же как и подпиточная
вода, должен быть не только умягчен, но и деионизирован.
• Введенные для разных целей в первый контур вещества
также могут активироваться.
192

193.

• Активность теплоносителя вызывается также коррозией
активированных материалов активной зоны и активацией
продуктов коррозии конструкционных материалов контура. Ниже приведены основные реакции, по которым
происходит активация продуктов коррозии, в скобках
приведен период полураспада:
Радиоактивные примеси могут осаждаться в различных
местах контура и тем самым сильно затруднять
обслуживание оборудования.
193

194.

Осколочная активность теплоносителя является результатом попадания продуктов деления ядерного топлива
при работе с поврежденными твэлами. Обычно различают две стадии повреждения твэлов:
1) газовые неплотности, когда в теплоноситель попадают
нуклиды благородных газов (криптона и ксенона) и
осколки деления, летучие при рабочей температуре
твэлов (йод, бром, цезий);
2) повреждения, сопровождающиеся контактом топлива с
теплоносителем, что может привести к попаданию в
контур нелетучих нуклидов (молибдена, церия и др.), не
говоря уже о возможном выносе в контур частиц топлива. Последние, как и примеси в теплоносителе, загрязняют первый контур
194

195. Радиолиз водного теплоносителя

• Это процесс разложения воды под действием ионизирующего излучения. Вследствие специфических условий
реакторной установки (высоких температур, дополнительных химических добавок в теплоноситель первого
контура) процесс радиолиза может изменяться.
• Если для радиолиза чистой воды при низкой температуре
реакция имеет вид: 2H20<=>H2O2+O2 то, например, для
первого контура реакторов с водой под давлением:
2Н2О<=>2H2+O2, а в кипящих реакторах радиолиз протекает в условиях, особо благоприятствующих разложению
водного теплоносителя, так как водород и кислород удаляются вместе с паром и концентрация продуктов радиолиза в водной фазе стремится к нулю.
• Кроме водорода Н2, кислорода O2 и перекиси водорода
Н2O2, при радиолизе воды могут образовываться также Н,
ОН, НО2 и др. Обычно радиолиз теплоносителя не вызы195
вает заметных изменений его физико-химических свойств.

196.

Однако следует иметь в виду возможность вторичных
неблагоприятных явлений в результате радиолиза:
отрицательное влияние некоторых продуктов разложения воды на коррозионную стойкость конструкционных материалов;
возможность образования взрывоопасной смеси кислорода и водорода;
отрицательное влияние газообразных продуктов разложения на условия теплопередачи и на реактивность
реактора.
Бороться с этими факторами можно, вводя в теплоноситель водород, который практически полностью подавляет процессы радиолиза воды. Для поддержания необходимой концентрации водорода, обеспечивающей подавление процессов радиолиза в контур, вводят аммиак,
в результате разложения которого по реакции:
2NH3<=>3H2+N2 создается необходимая концентрация
196
водорода в водном теплоносителе.

197. Химические процессы в контуре

• Основные химические процессы в контуре связаны главным образом с коррозией конструкционных материалов и
появлением отложений на теплопередающих поверхностях.
• Из наиболее важных видов коррозии реакторных материалов следует упомянуть межкристаллитную коррозию
аустенитных нержавеющих сталей, связанную с уменьшением содержания хрома по границам зерен по
сравнению с их центрами, а также коррозионное растрескивание под напряжением. С повышением содержания в
водном теплоносителе кислорода и хлорид-иона значительно увеличиваются скорости протекания этих коррозионных процессов. В ряде случаев повышенное содержание кислорода может вызвать ускоренную коррозию и
циркониевых сплавов, особенно в щелочной среде.
197

198.

• Очень важной характеристикой теплоносителя, от которой
зависят скорость и вид коррозии, характер коррозионного
процесса, количество переходящих в воду продуктов коррозии, их состав, является значение рН, характеризующее
активность водородных ионов. Наиболее заметно проявляется влияние рН теплоносителя на коррозию сталей
перлитного класса и алюминия: с повышением рН до 9-10
можно снизить в несколько раз и скорость коррозии и
скорость перехода продуктов коррозии в воду. Однако
превышение этих значений может привести в некоторых
случаях к щелочному растрескиванию сталей.
• Осаждения на теплопередающих поверхностях вызываются также солями жесткости, что особенно важно для
кипящих реакторов. Наиболее опасны разного рода
отложения на поверхностях твэлов, поскольку приводят к
ускорению коррозии их оболочки.
198

199.

• Чтобы снизить вредное влияние описанных процессов,
необходимо при эксплуатации ЯЭУ поддерживать концентрации примесей в теплоносителе на определенном
уровне, что требует значительных усилий, затрачиваемых
на очистку теплоносителя.
• Чтобы избежать попадания в теплоноситель послемонтажных загрязнений, а также чтобы убедиться в высоком качестве монтажных работ, перед началом эксплуатации АЭС производят подготовку и очистку контуров.
• На первом этапе проводятся гидравлические испытания
контура, которые заключаются в проверке герметичности
контура, заполненного водным теплоносителем, при
повышенном давлении.
• После гидравлической проверки герметичности контура и
прочностных испытаний проводится его циркуляционная
промывка, которая наряду с очисткой и отмывкой контура
от послемонтажных загрязнений обеспечивает создание на
внутренних поверхностях контура защитной пленки. 199

200. Причины загрязнения теплоносителя

• Перечисленные выше явления заставляют предъявлять высокие требования к чистоте теплоносителя. Так как контур
замкнут, то, казалось бы, можно ожидать, что высокая чистота теплоносителя будет неизменной. Однако это справедливо лишь в отношении естественных примесей воды.
• Между тем, в любом контуре и в любых условиях как при
эксплуатации оборудования, так и при его стоянке протекают коррозионные процессы, в результате которых в
теплоноситель переходят окислы материалов. Поэтому для
водного теплоносителя двухконтурной АЭС наиболее
характерно присутствие именно окислов конструкционных материалов с превышением их содержания над
естественными примесями.
200

201.

• С течением времени естественные примеси остаются на
том же уровне, а содержание продуктов коррозии непрерывно нарастает. Если не будет организовано удаление их
из контура, то это может привести к недопустимо высокому их содержанию и осаждению на поверхностях контура. Поэтому в систему контура должна быть включена
установка для очистки воды реактора от продуктов коррозии. В такую установку направляется часть воды
реактора с последующим ее возвратом в первый контур.
1 - реактор;
2 - циркуляционный насос;
3 - регенеративный теплообменник,
4 - охлаждение конденсатом,
5 - катионитовый фильтр;
6 - анионитовый фильтр.
201

202.

• Вода реактора непрерывно очищается. Для преодоления
сопротивления очистной установки используют перепад
давлений, создаваемый ГЦНом. Чем больше концентрация
продуктов коррозии, тем большее количество воды приходится направлять на очистную установку, увеличивая
размеры всех ее элементов. Кроме того, быстро истощается обменная емкость ионитных фильтров, подлежащих захоронению. Поэтому в контуре применяют
коррозионностойкие материалы и в воде создаются условия для их минимальной коррозии.
202

203. Водный режим реакторов

• Водный режим реакторов стремятся вести таким образом,
чтобы приостановить или свести к приемлемой интенсивность тех физико-химических процессов в контурах,
которые неблагоприятно влияют на ход эксплуатации
ЯЭУ. Прежде всего это разнообразные коррозионные процессы, а также возрастание радиоактивности теплоносителя и оборудования контура из-за активации примесей.
• Ведение водного режима в значительной степени зависит
от типа реактора. Для реакторов ВВЭР широко используется для регулирования реактивности борная кислота,
которая вводится в теплоноситель. Она химически устойчива в радиационных условиях, хорошо растворима в воде,
слабо влияет на коррозионные процессы. Однако в ее присутствии возрастает переход продуктов коррозии в воду, а
также рН теплоносителя, что увеличивает коррозию
сталей.
203

204.

• Поэтому для нейтрализации борной кислоты в контур
вводится щелочь: либо едкое кали (в странах бывшего
СССР), либо гидроокись лития (за рубежом). Для поддержания требуемой концентрации водорода, который
необходим для подавления процессов радиолиза, в состав
теплоносителя добавляют аммиак. Такой водный режим
называют смешанным аммиачно-калиевым режимом
при борном регулировании.
• Для современных одноконтурных АЭС с кипящими реакторами почти повсеместно принят бескоррекционный
водный режим, при котором ни в конденсат турбин, ни в
реакторную или питательную воду корректирующие
добавки для регулирования рН не вводятся, радиолиз не
подавляется, борное регулирование не применяется.
204

205. Очистка водного теплоносителя

Процесс очистки водного теплоносителя на АЭС можно
разделить на два этапа:
• первый - приготовление химически обессоленной воды
высокой чистоты для первичного заполнения контуров и
для последующей их подпитки;
• второй - постоянная очистка теплоносителя, циркулирующего в контуре, а также вод бассейнов выдержки и
перегрузки от различных примесей. Первый этап очистки
проводят на так называемых установках химводоочистки
(ХВО), а второй - на установках спецводоочистки (СВО)
или конденсатоочистки (КО).
• В ХВО предусматриваются очистка исходной воды от
механических примесей в механических фильтрах, удаление свободной кислоты в декарбонизаторах, а также
ионная очистка в анионитовых и катионитовых фильтрах.
205

206.

1-механический фильтр,
2-бак осветленной воды;
3-катионитовый фильтр I ступени;
4-декарбонизатор,
5-бак декарбонизированной воды,
6-катионитовый фильтр II ступени;
7-анионитовый фильтр I ступени,
8-катионитовый фильтр III ступени,
9-анионитовый фильтр II ступени
206

207.

• В механическом фильтре, который заполняется, например,
дробленым антрацитом, отделяются грубодисперсные
загрязнения. Далее вода очищается в несколько приемов
на ионообменных фильтрах.
• Ионообменная фильтрация в настоящее время - наиболее
распространенный метод очистки водного теплоносителя.
Он основан на способности некоторых материалов ионитов, которые сами в воде практически не растворяются, изменять в нужном направлении ионный состав
воды. В результате обмена ионами между водой и твердым
веществом с ионной связью (ионитом) содержащиеся в
воде ионы удерживаются ионитом, который отдает в воду
эквивалентное количество ионов того же знака. Для
очистки водного теплоносителя ядерных энергетических
установок применяют ионообменные материалы, которые
обладают сетчатой структурой - матрицей, содержащей
фиксированные ионы.
207

208.

• Подвижные противоионы уравновешивают заряд фиксированных ионов и способны к обмену. Различают иониты,
способные обмениваться катионами, - катиониты и
анионами - аниониты .
• В декарбонизаторе удаляют из воды свободную
углекислоту.
• В результате работы системы ХВО получается химически
очищенная вода, которая используется для заполнения
208
контуров ЯЭУ и их подпитки.

209.

Система СВО включает в себя ряд установок, на которых
производятся:
• очистка продувочной воды первого контура, воды протечек первого контура, вод бассейнов выдержки и перегрузки. Как правило, установки СВО включают в себя
механический фильтр, а также анионитовый и
катионитовый фильтры. Кроме того, система СВО может
включать в себя выпарные установки.
• Для очистки теплоносителя одноконтурных АЭС с
применяется система конденсатоочистки. Она состоит из
механических и ионитовых фильтров и предназначена для
глубокой очистки всего турбинного конденсата как от
взвешенных частиц, так и от растворимых примесей. В
механических фильтрах осаждаются продукты коррозии и
другие механические загрязнения, а ионитовые фильтры
обеспечивают ионную очистку. Очищенный конденсат
направляется в деаэратор.
209

210.

• Конденсатоочистка обеспечивает степень очистки, соответствующую нормам качества питательной воды. Кроме
системы КО, на одноконтурных АЭС с кипящим реактором используется также байпасная продувка реакторной воды, которая имеет нагрузку, отличающуюся от
той, которую несет КО, поскольку система очистки
продувочной воды очищает воду от примесей, которые
поступают в тракт от конденсатоочистки до реактора. Ее
основная роль сводится к предотвращению образования и
накопления отложений на поверхности активной зоны.
210

211. Механический насыпной фильтр

211

212.

На АЭС применяются фильтры вертикальные, цилиндрические со сферической крышкой и днищем. Основной
поток направляется по центру сверху вниз. Основной
поток поступает на верхнее распределительное устройство
для равномерного распределения по сечению фильтра.
ВРУ представляет систему дырчатых труб, расположенных в виде лучей. Из штуцера, размещенного на крышке
фильтра, осуществляется сдувка воздуха.
• Для равномерного сбора очищенной воды и исключения
попадания в нее мелких частиц предусмотрено нижнее
дренажно-распределительное устройство. Оно состоит из
4-х коллекторов и приваренных к ним щелевых труб.
• Снизу в основной поток подается сжатый воздух и вода
для взрыхления и промывки фильтрующего материала.
212

213. Дезактивация

• Работа реакторной установки АЭС сопровождается радиоактивными загрязнениями внутренних и наружных поверхностей оборудования первого контура, а также поверхностей тех помещений, где оно расположено. Основными источниками радиоактивного загрязнения контура
могут служить дефектные твэлы и продукты коррозии, а
также продукты износа движущихся частей оборудования.
• Продукты коррозии и износа переносятся теплоносителем
по контуру и активируются нейтронами в активной зоне
реактора. При этом могут происходить следующие реакции, в результате которых образуются радиоактивные
нуклиды:
213

214.

Различают следующие виды загрязнений: нефиксированное, слабофиксированное и прочно фиксированное.
Первое вызвано адгезионным процессом и характеризуется наличием границы раздела между радиоактивным
веществом и поверхностью.
Второе вызывается адсорбцией нуклидов и ионным обменом и характеризуется загрязнением поверхностного слоя.
Третье связано с коррозионными процессами, образованием окисной пленки и диффузией и характеризуется
загрязнением глубинных слоев.
На практике возможно сочетание различных видов загрязнений. При попадании радиоактивных капель на поверхность первоначально имеет место адгезия и дезактивация может быть осуществлена простым удалением
капель; если капли остаются на поверхности более длительное время, то радиоактивные нуклиды могут адсорбироваться на поверхности; дальше может начаться
их
214
диффузия, сопровождаемая коррозией материала.

215.

• Результатом описанного процесса может стать глубинное
загрязнение, которое и будет определять процесс дезактивации. Под дезактивацией обычно понимают удаление с
поверхностей радиоактивных загрязнений. В более широком смысле в это понятие включают также обезвреживание радиоактивных отходов.
• В качестве основной характеристики эффективности
дезактивации
принят
коэффициент
дезактивации:
Кд=Ан/Ак где, Ан - начальная активность дезактивируемого объекта; Ак - конечная активность.
• Коэффициент дезактивации - это относительная характеристика. Поэтому эффективность различных методов
дезактивации можно сравнивать лишь в одинаковых
условиях: для одной и той же системы и для одинакового
начального загрязнения.
215

216.

• Активация внутренних поверхностей контура связана
прежде всего с тем, что радиоактивные нуклиды, входящие в состав продуктов коррозии, разносятся теплоносителем по контуру: часть из них (~ 40-50 %) внедряется
в окисную пленку, которой покрыты внутренние поверхности оборудования и трубопроводов; часть (~ 40%) в виде
осадков и грубых взвесей скапливается в застойных зонах
(щелях, тупиковых полостях) в виде шлама, образуя на
оборудовании места с высокой активностью, так называемые «горячие пятна»; и небольшая часть (~10-20 %)
выводится из контура системой очистки теплоносителя, с
организованными и неорганизованными протечками.
• Активация наружных поверхностей контура может вызываться либо попаданием на поверхность радиоактивной
пыли или аэрозолей, либо непосредственным контактом
поверхности с радиоактивным веществом.
216

217.

• Как правило, основная доля поверхностной активности
оборудования обусловливается активированными продуктами коррозии, причем эти продукты могут быть как
прочно внедренными в тонкую окисную пленку, так и
более свободно связанными с поверхностью. Таким же
образом оказываются связанными и радиоактивные
вещества, попавшие в теплоноситель из дефектных твэлов.
Следовательно, имеют место слабо фиксированные и
прочно фиксированные загрязнения. Практика показывает,
что до тех пор, пока не удалена полностью окисная
пленка, коэффициенты дезактивации остаются весьма
низкими, т. е. надежная дезактивация оборудования и
трубопроводов может быть обеспечена только после
растворения и удаления окисной поверхностной пленки.
217

218.

При дезактивации оборудования АЭС можно выделить
три группы мероприятий:
1) дезактивация первого контура без разборки путем
циркуляции специальных растворов;
2) дезактивация съемного оборудования, связанная с демонтажем (например, дезактивация выемной части ГЦН
или приводов СУЗ);
3) дезактивация поверхностей помещений, наружных
поверхностей трубопроводов, инструмента и т. п.
Основными методами дезактивации оборудования и
помещений являются: химический, химико-механический, электрохимический, пароэмульсионный, гидродинамический.
Выбор того или иного метода определяется характером
загрязнений, габаритами и конфигурацией объектов
дезактивации и т. д.
218

219. Химический метод дезактивации

• Основан на том, что окисную пленку вместе с сорбированными на ней радиоактивными веществами можно
удалить при помощи окислительно-восстановительных
реакций. Он заключается в последовательной обработке
загрязненных объектов щелочным и кислотным растворами. Такие растворы иногда сами могут вызывать коррозию дезактивируемых поверхностей. В этих случаях
обрабатывают дезактивируемые поверхности гидразином
(если материалом служат перлитные стали), добавляют в
дезактивирующие растворы тиомочевину (для углеродистых сталей) и т. д. Однако есть данные о том, что применение некоторых ингибиторов коррозии может в несколько раз снизить эффективность дезактивирующих
растворов.
219

220.

• Дезактивацию химическим методом обычно проводят в
несколько циклов (2-3). Один цикл дезактивации включает
в себя четыре последовательные обработки поверхностей:
1) щелочная обработка;
2) водная промывка;
3) кислотная обработка;
4) водная промывка.
После каждого цикла замеряется гамма-фон. Циклы повторяются до получения желаемого эффекта.
Рассмотренный химический метод применяют для
дезактивации петель реактора, установок спецводоочистки
(СВО), выемной части ГЦН и его деталей, приводов СУЗ,
арматуры, инструментов и приспособлений.
220

221.

• Для примера рассмотрим, как осуществляется дезактивация выемной части ГЦН. Выемная часть ГЦН устанавливается в специальную ванну, конструкция которой обычно позволяет обрабатывать только нижнюю, наиболее загрязненную часть ГЦН.
В ванне имеются: паровой подогреватель 2 (для подогрева
дезактивирующих растворов 1 до требуемой температуры) и барботажное
устройство 3, через которое подается
сжатый воздух для лучшего перемешивания растворов. Ванна заполняется растворами после установки в нее
выемной части ГЦН. Дезактивация
осуществляется попеременной подачей в ванну щелочного и кислотного
растворов с промежуточной водной
промывкой.
221

222. Химико-механический метод дезактивации

• Является разновидностью рассмотренного химического
метода. При использовании этого метода в дополнение к
обработке десорбирующими щелочными и кислотными
растворами осуществляют механическое воздействие на
загрязнения с помощью скребков, швабр, щеток и пр. Этот
метод применяют для дезактивации крупногабаритного
оборудования, полов и стен производственных помещений.
• Особо отметим, что при применении химических методов
дезактивации недопустимо использование в дезактивирующих растворах соляной кислоты, поскольку хлоридион крайне неблагоприятно воздействует на коррозионную
стойкость нержавеющих сталей. Применение соляной
кислоты допускается лишь в случае загрязнения поверхности радиоактивными изотопами рутения, но с соблюдением специальных мер предосторожности.
222

223. Электрохимический метод дезактивации

• Используется для удаления прочно фиксированных радиоактивных загрязнений, когда применение химического метода неэффективно или технически затруднительно. При
использовании этого метода дезактивируемую поверхность подвергают электрохимическому травлению под
действием постоянного тока, после чего производится
водная промывка. Дезактивируемая поверхность служит
анодом, и с нее удаляется поверхностный слой вместе с
радиоактивными загрязнениями. В качестве электролита
применяются водные растворы щавелевой или ортофосфорной кислот концентрацией 1,5-2 %.
• Рассматриваемый метод используют для дезактивации
деталей и узлов насосов, приводов СУЗ, наружных и
внутренних поверхностей трубопроводов, стаканов
главных запорных задвижек (ГЗЗ) и т. п.
223

224.

• Различают «мокрый» и «полусухой» способы электрохимической дезактивации. «Мокрый» способ можно
применять лишь для небольших по габаритам узлов и
деталей, ибо он связан с необходимостью их полного погружения в электролит. При «полусухом» способе используется выносной катод, форма которого для полного прилегания должна соответствовать форме дезактивируемой
поверхности: для плоской поверхности требуется плоский
катод, для выпуклой поверхности - вогнутый катод, и т. д.
Для устранения короткого замыкания между выносным
катодом и дезактивируемой поверхностью прокладывают
изоляцию из шерстяной или хлопчатобумажной ткани,
которая непрерывно смачивается электролитом.
224

225. Пароэмульсионный метод дезактивации

• Основан на действии на загрязненную поверхность струи,
состоящей из смеси пара и десорбирующего раствора. Это
один из наиболее экономичных методов дезактивации.
Струя направляется на загрязненную поверхность с помощью пароэжекционного устройства. Дезактивация поверхности обеспечивается гидродинамическим воздействием пароэмульсионной струи совместно с химическим
воздействием десорбирующего раствора, имеющего температуру более 50 С.
• В качестве десорбирующих растворов могут быть использованы растворы минеральных кислот и щелочей (при
дезактивации поверхностей из нержавеющих сталей), а
также растворы органических кислот, щавелевой или
лимонной (при дезактивации поверхностей из углеродистых сталей).
225

226.

• Пароэжекционное устройство может быть использовано в
любых помещениях, где имеется магистраль насыщенного
пара необходимого давления (~0,5 МПа). Десорбирующие
растворы могут подаваться в устройство из любых переносных открытых емкостей, поскольку струя пара, создавая разрежение при истечении из специального насадка со
сверхкритической скоростью, обеспечивает подсос раствора за счет эжекционного эффекта. Этот метод находит
применение для дезактивации различных помещений,
например боксов ГЦН, внутренних поверхностей различных емкостей, стен бассейнов перегрузки и выдержки
кассет, полов, загрязненных маслом, станков, и т. п.
226

227. Гидродинамический метод дезактивации

• Заключается в воздействии на загрязненную поверхность
компактной высоконапорной струи воды или десорбирующего раствора. Для этого используется гидромонитор подвесная машинка с вращающимися по сфере соплами.
Вращение сопл осуществляется за счет реактивного
действия струй. В качестве десорбентов могут использоваться различные моющие средства, а также слабые растворы кислот и щелочей. Гидродинамический метод целесообразно использовать для механизированной очистки
емкостей от различных осаждений, а также для дезактивации производственных помещений.
227

228.

Кроме рассмотренных, существует и ряд других методов
дезактивации оборудования и помещений. Среди них
заслуживают упоминания следующие:
• пенный метод дезактивации - для обработки поверхностей
в загроможденных помещениях: поверхности обрабатываются пеной, содержащей химические реагенты;
• метод дезактивации сухими сорбентами - для обработки
больших поверхностей полов: поверхность обрабатывается небольшим количеством химического раствора с
последующим покрытием слоем порошкообразного
сорбента;
• метод дезактивации с использованием легкосъемных
полимерных покрытий - для локализации радиоактивных
загрязнений и упрощения последующей дезактивации:
поверхности покрывают легкосъемными полимерными
покрытиями, которые при дезактивации удаляют.
228

229. Обезвреживание радиоактивных отходов

• Эксплуатация ЯЭУ неизбежно сопровождается накоплением твердых, жидких и газообразных радиоактивных
отходов.
Газообразные отходы являются результатом работы системы спецвентиляции, особенно в периоды ухудшенной
радиационной обстановки (например, в периоды перегрузки). Они могут появляться также в результате работы
системы технологических сдувок, которая обеспечивает
удаление газов, выделяющихся с надводных пространств
«грязных» технологических баков, а также газов, которые
вытесняются из баков водой при опорожнении первого
контура.
Для дезактивации таких отходов используется либо
обычная выдержка в газгольдерах в течение времени,
необходимого для распада радиоактивных нуклидов, либо
очистка в адсорбционных установках.
229

230.

Жидкие отходы появляются вследствие очистки воды
первого контура, других вод АЭС и т. п. При их дезактивации придерживаются двух основных принципов:
• раздельная дезактивация вод, различающихся по радиоактивности и физико-химическим показателям;
• наиболее полный возврат очищенных вод в цикл.
Из многообразия способов дезактивации жидких радиоактивных отходов наибольшее практическое применение
находят метод ионного обмена и метод yпapивания.
Наиболее универсален метод многоступенчатого упаривания в выпарных аппаратах, обеспечивающий высокую
степень очистки воды от радиоактивных примесей. Этот
метод позволяет существенно снизить объем, занимаемый
жидкими отходами.
230

231.

• Твердые отходы образуются при отверждении жидких
радиоактивных отходов. Отверждение жидких отходов
производится потому, что захоронение их не может быть
надежным, пока они находятся в жидкой фазе. Для
отверждения используют методы цементирования или
битумирования, заключающиеся в том, что в концентраты
жидких отходов добавляют связывающие вещества цемент или битум.
• К твердым радиоактивным отходам относят вышедшие из
строя загрязненные инструменты и детали реакторной
установки, а также сильно загрязненную спецодежду и
обувь, дезактивация которой нецелесообразна.
• Твердые радиоактивные отходы обезвреживают путем их
захоронения. Перед захоронением твердых отходов стремятся максимально уменьшить их объем. При окончательном захоронении предусматриваются отказ от контроля за
состоянием отходов и невозможность их извлечения
231 из
мест захоронения.

232.

• При захоронении должно гарантироваться нераспространение радиоактивности в течение сколь угодно долгого
времени.
• Твердые радиоактивные отходы захоранивают в специальных сооружаемых хранилищах. Перспективным является
использование для этой цели заброшенных соляных и
известковых шахт, вечной мерзлоты и глубинных
геологических формаций.
• Следует подчеркнуть, что проблема надежного захоронения радиоактивных отходов - одна из наиболее
острых для современной атомной энергетики.
232