Содержание
Тепловые схемы АЭС с водным теплоносителем
Страница 34 из 38
Тепловые схемы подразделяются на принципиальные и развернутые (полные). На принципиальной тепловой схеме показывается только основное оборудование и трубопроводы, его соединяющие. Независимо от количества установленных на АЭС агрегатов однотипное оборудование указывается однократно. Вспомогательное оборудование — система воздушников, дренажей, система баков, арматура и другое на принципиальной схеме не указываются.
Принципиальные тепловые схемы могут составляться при решении различных вопросов. При проектировании новой станции составляются различные принципиальные схемы с целью выбора наиболее оптимального варианта при предварительных проработках. Для выбранного варианта могут варьироваться мощность и параметры основных агрегатов, схема их включения в тепловую схему АЭС.
На развернутой (полной) тепловой схеме указывается все оборудование, основное и вспомогательное, все трубопроводы, объединяющие это оборудование в единую схему. Развернутая тепловая схема является основным документом для обучения обслуживающего персонала АЭС.
Иногда составляются так называемые расчетные тепловые схемы, занимающие промежуточное значение между принципиальной и развернутой тепловыми схемами. На расчетной схеме наряду с основным указывается и некоторое вспомогательное оборудование, связанное с распределением теплоты, потоков пара и конденсата по элементам тепловой схемы. Расчетная тепловая схема может составляться, например, при изменении в существующей схеме блока метода подготовки добавочной воды (вместо химического обессоливания вводится термическое), при изменении температуры охлаждающей воды в конденсаторе, при изменении схемы слива дренажей ПНД или СПП и в других случаях.
На двухконтурной АЭС с реактором ВВЭР-440 на один блок устанавливаются две турбины К-220-44/3000. Такие блоки установлены на третьей и четвертой очередях Нововоронежской АЭС, на Кольской, Ровенской, Армянской АЭС, на АЭС «Козлодуй» (НРБ), «Норд» (ГДР), «Пакш» (ВНР) и других АЭС.
Рис. 19.6 Принципиальная тепловая схема паротурбинной установки двухконтурной АЭС с ВВЭР-440
1 — стопорно-регулирующий клапан; 2 — уплотнение штоков клапанов, 3 — уплотнения вала турбины; 4 — ЦВД; 5 — СПП; 6 — ЦНД; 7 — подогреватели сетевой воды; 8 — насос теплосети; 9 — конденсатор, 10 — конденсатный насос первой ступени; 11 — основной эжектор турбины; 12 — эжектор уплотнений, 13 — БОУ, 14 — конденсатный насос второго’ подъема, 15 — ПНД; 16 — дренажные насосы, 17 — охладитель дренажа, 18 — деаэратор; 19 — питательный насос; 20 — ПВД, 22 — коллектор пара собственных нужд; 23 — BFY—СН, 24 — ВРУ—К.
Двухконтурные АЭС с реакторами ВВЭР-1000 имеют различные схемы турбоустановок. На V блоке Нововоронежской АЭС на один блок с ВВЭР-1000 установлены две турбины К-550-60/1500. В настоящее время двухконтурные АЭС с ВВЭР-1000 строятся как моноблоки с установкой одной турбины К-1000-60/1500 или К-1000-60/3000. Такие блоки установлены на Южно-Украинской, Запорожской, Калининской, Ровенской, Балаковской и других АЭС.
На одноконтурных АЭС устанавливаются по две турбины. На один блок с реактором РБМК-1000 работают две турбины К-500-65/3000. Такие блоки установлены на Ленинградской, Чернобыльской, Курской, Смоленской АЭС.
Для реактора РБМК-1500 установлены две турбины К-750-65/3000. Такой блок работает на Игналинской АЭС.
На рис. 19.6 представлена схема турбоустановки К-220-44/3000. Турбина имеет 8 отборов пара: пять из ЦВД и три из ИНД. Между ЦВД и ЦНД установлен СПП, состоящий из сепаратора со сбросом сепарата в деаэратор и двухступенчатый промперегреватель. Первая ступень перегрева осуществляется отборным паром, вторая — свежим паром. Первые три отбора из ЦВД направляются соответственно на ПВД8, ПВД7 и ПВД6.
Рис. 19 7 Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-500-60/1500 двухконтурной АЭС с ВВЭР-1000 (V блок Нововоронежской АЭС):
1 — уплотнения штока клапанов турбины; 2 — блок клапанов; 3 — уплотнения вала турбины; 4 — СПП, 5 — ЦВД и ЦСД, 6 — ЦНД; 7 — конденсатор турбины, 8 — подогреватели сетевой воды; 9 — насос теплосети; 10 — основной эжектор; 11 — эжектор уплотнений; 12 — конденсатные насосы первого и второго подъемов; 13 — ПНД, 14 — дренажные насосы, 15 — охладители дренажей, 16 — деаэратор; 17 — турбопривод питательного насоса, 18 — питательный насос, 19 — регулятор давления в деаэраторе, 20 — ПВД; 21 — BOU
В ПВД7 сбрасывается также конденсат греющего пара второй ступени СПП, конденсат греющего пара первой ступени поступает в ПВД5.
Дренажи греющих паров ПВД сбрасываются каскадно с заводом из ПВД6 в деаэратор. Четвертый и пятый отборы из ЦВД поступают соответственно на ПНД5 и ПНД4. На ПНДЗ, ПНД2 и ПНД1 пар отбирается из ЦНД. ПНД объединены попарно с установкой одного дренажного насоса с заводом дренажей в основной поток конденсата. Дренаж первого ПНД сбрасывается в конденсатор.
В настоящее время установка конденсатоочистки (БОУ) является обязательной и для вторых контуров АЭС с ВВЭР, поэтому на схеме показаны две ступенггконденсатных насосов с установкой БОУ между ними. К четвертому и шестому отборам подключена теплофикационная установка, конденсат греющего пара из которых каскадно сливается в ПНД2. На схеме также показаны редукционные установки 24 и 23 для сброса пара в конденсатор и подвода к коллектору собственных нужд. Рабочим паром эжекторов уплотнений и турбины служит выпар деаэраторов. Конденсат рабочего пара эжекторов каскадно сливается в конденсатор.
Добавочная вода для восполнения утечек на всех АЭС подается в конденсатор, при этом она проходит дополнительную деаэрацию в деаэрационном устройстве конденсатора и дополнительную очистку на БОУ.
На рис. 19.7 представлена принципиальная тепловая схема турбоустановки К-500-60/1500.
Рис. 19.8 Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-1000-60/1500 двухконтурной АЭС с ВВЭР-1000:
1 — уплотнения штоков клапанов, 2 — блок клапанов турбины; 3 — ЦВД, 4 — уплотнения вала турбины, 5 — СПП, 5 — отсечной клапан 7 — ЦНД; 8 — подогреватели сетевой воды; 9 — насос теплосети; 10 — конденсатор турбины; 11 — конденсатный насос первой ступени; 12 — основной эжектор; 13 — эжектор уплотнений; 14 — БОУ; 15 — конденсатный насос второго подъема; 16 — ПНД; 17 — дренажные насосы; 18 — охладители дренажа; 19 — деаэратор; 20 — питательный насос с турбоприводом; 21 — ПВД; 22 — коллектор пара собственных нужд, 23 — БРУ—СН; 24 — БРУ—К
Турбина имеет семь отборов: четыре из ЦВД, один из ЦСД и два из ЦНД. Первые три отбора из ЦВД обеспечивают подогрев воды соответственно в ПВД7, ПВД6 и ПВД5. Дренажи греющих паров ПВД сбрасываются каскадно в деаэратор. Четвертый отбор из ЦВД направлен на ПНД4, куда сбрасывания также конденсат из сепаратора СПП.
Часть выхлопного пара из ЦСД направляется на ПНДЗ. Остальные ПНД2 и ПНД1 снабжаются отборным паром из ЦНД. Все ПНД объединены попарно с установкой охладителей дренажей и заводом конденсата греющих паров дренажными насосами в основной поток конденсата. Между ЦНД и ЦСД установлен сепаратор и двухступенчатый промперегреватель. Первая ступень пароперегревателя обогревается отборным паром из первого отбора с сбросом дренажа этого пара в ПВД6. На вторую ступень пароперегревателя подается свежий пар со сбросом конденсата этого пара в ПВД7.
Рис. 19 9 Принципиальная тепловая схема турбоустановки КА 000-60/3000 двухконтурной АЭС с ВВЭР-1000
1 — блок стопорно регулирующих клапанов; 2 — ЦВД. 3 — сепаратор; 4 — промперегреватель; 5 — отсечной клапан. 6 — ЦНД, 7 — насос закачки конденсата сепаратора, 8 —насос закачки конденсата промперегревателя; 9 — конденсатор турбины, 10 — сетевые подогреватели; 11 — конденсатный насос первого подъема, /2 —БОУ; 13— основной эжектор, 14 — эжектор уплотнений, 15 — смешивающие подогреватели; 16 — конденсатный насос второго подъема, 17 — поверхностные ПНД; 18 — дренажный насос; 19 — деаэратор; 20 — бустерный насос; 21 — основной питательный насос; 22 — турбопривод, 23 — конденсатор турбопривода; 24 — ПВД; 25 — ионообменная установка на продувочной воде парогенератора; 26 — доохладитель; 27 — регенеративный теплообменник; 28 — расширитель продувки; 29 — парогенератор
Особенностью этой схемы является применение в качестве привода питательного насоса турбопривода 17.
На приводную турбину отбирается перегретый пар после СПП. Турбопривод имеет свой конденсатор с заводом конденсата с помощью конденсатного насоса в основной конденсатор. Теплофикацирнная установка подключена к четвертому и пятому отборам пара с каскадным сбросом дренажей греющих паров в ПНД1. Между первой и второй ступенями конденсатных насосов установлена БОУ и охладители пара эжекторов турбины и уплотнений.
На рис. 19.8 представлена схема турбоустановки К-1000-60/1500. За основу тепловой схемы этой турбоустановки принята тепловая схема турбоустановки К-500-60/1500.
Турбина имеет семь отборов пара: три из ЦВД и четыре из ЦНД. Первые три отбора подсоединяются сответственно к ПВД7, ПВД6 и ПВД5, в ПВД6 сбрасывается также конденсат греющего пара первой ступени пароперегревателя, а в ПВД6 — конденсат второй ступени пароперегревателя. Питательный насос имеет турбопривод, питаемый перегретым паром после СПП, конденсат после конденсатора приводной турбины сбрасывается в основной конденсатор турбины.
Все ПНД имеют отборный пар из ЦНД. Как и у турбины К-500-60/1500 все ПНД объединены попарно с установкой охладителя дренажа и заводом конденсата греющих паров в основной поток конденсата. К 4—6 отборам подключены сетевые подогреватели с каскадным сливом дренажей греющих паров в конденсатор. Между двумя ступенями конденсатных накосов установлены БОУ и охладители рабочего пара эжекторов турбины и уплотнений со сбросом конденсата в конденсатор. Рабочим паром эжекторов является выпар деаэратора.
На рис. 19.9 представлена схема турбоустановки К-1000-60/3000.
Особенностью тепловой схемы является использование первых двух подогревателей смешивающего типа. По этой причине вторая ступень конденсатных насосов установлена после ПНД2. Турбина имеет восемь отборов. Первые два питают паром ПВД7 и ПВД6. Третий отбор подсоединен к деаэратору и сетевому подогревателю. Отборы 4—6 подсоединены к подогревателям ПНД5, ПНД4 и ПНДЗ. Дренаж греющих паров ПНД5 и ПНД4 дренажным насосом подается в основной поток конденсата, а из ПНДЗ — в смешивающий ПНД2.
Турбопривод питательного насоса питается перегретым паром после СПП. После конденсатора приводной турбины конденсат перекачивается в основной конденсатор турбины. Турбина имеет одну ступень сепарации и одну ступень промперегрева (только свежим паром). Конденсат промперегревателя насосом закачивается в основной поток питательной воды после ПВД7. Это позволяет повысить температуру питательной воды до 214 °С. Конденсат сепаратора специальным насосом закачивается в основной поток конденсата после ПНД4. Принята одноподъемная схема питательного насоса с установкой бустерного насоса.
Рис. 19.10. Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-500-65/3000 одноконтурной АЭС с РБМК-1000:
1 — питательный насос; 2 — деаэратор, 3 — регулятор давления в деаэраторе; 4 — испаритель; 5 — уплотнения штоков клапанов турбины; 6 — блок клапанов; 7 — ЦВД; 87 — СПП; 9 — уплотнения вала турбины, 10 — ЦНД; И — отсечной клапан; 12 — теплообменники (подогреватели) промконтура теплосети; 13 — насос промконтура теплосети 14 — конденсатор; 15 — конденсатный насос первой ступени; 16 — основной эжектор; 17 — эжектор уплотнений; 18 — БОУ; 19 — конденсатный насос второй ступени; 20— ПНД
На одноконтурных АЭС моноблочная схема пока не реализована.
На АЭС с РБМК-1000 и РБМК-1500 на один реактор устанавливают по две турбины. Турбины используются быстроходные с числом оборотов 50 с-1.
На рис. 19.10 представлена тепловая схема турбоустановки К-500-65/3000.
Особенностью тепловых схем турбоустановок одноконтурных АЭС является отсутствие ПВД и наличие испарителя для выработки слабо радиоактивного пара на уплотнения турбины. Турбина К-500-65/3000 имеет 7 отборов пара. Из первого отбора ЦВД пар направляется на первую ступень промперегревателя со сбросом конденсата греющего пара в деаэратор. Второй отбор из ЦВД обеспечивает подогрев воды в деаэраторе и испарителе. Третий и четвертый отборы из ЦВД и 5, 6 и 7 отборы из ЦНД подсоединены соответственно к ПНД5—ПНД1. Все ПНД имеют охладители дренажей для уменьшения потери тепловой экономичности при каскадном сливе дренажей ПНД с заводом их в конденсатор. В конденсатор же сливается конденсат из промежуточного сепаратора турбины, предварительно охлажденный основным потоком конденсата.
Рис. 19.11. Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-750-30/3000 одноконтурной АЭС с РБМК-1500.
1 — уплотнения штоков клапанов; 2 — блок клапанов турбины; 3 — ЦВД; 4 — уплотнения вала турбины; 5 — сепаратор; 6 — промперегреватель; 7 — отсекающий клапан; 8 — ЦНД; 9 — теплообменник парогенератора; 10 — компенсатор давления, промконтура парогенератора, 11 — парогенератор; 12 — теплообменник промконтура теплосети; 13 — насос промконтура теплосети, 14 — дренажный насос теплообменников теплосети; 15 — конденсатор; 16 — конденсатный насос первого подъема, 17 — основной эжектор уплотнений; 18 — эжектор уплотнений, 19 — БОУ; 20 — конденсатный насос второго подъема, 21 — ПНД; 22 — дренажные насосы; 23 — механический фильтр; 24 — испаритель; 25 — деаэратор; 26 — электромагнитный фильтр; 27 — питательный насос; 28 — насос закачки конденсата греющего пара промперегревателя; 29 — приводная водяная турбина; 30 — коллектор пара собственных нужд, 31 — БРУ-СН; 32 — БРУ-К
Завод дренажей ПНД и сепаратора непосредственно в конденсатор снижает тепловую экономичность АЭС, но сделано это из-за стремления снизить количество примесей в конденсате путем пропуска его через БОУ.
Блочная очистная установка включает в себя механический фильтр (обычный катионитовый фильтр) для удержания взвешенных форм примесей и фильтр смешанного действия (ФСД), в котором в смешанном слое катионита и ионита происходит ионный обмен. Основной примесью, содержащейся в дренажах ПНД и сепаратора, являются продукты коррозии конструкционных материалов пароводяного контура, большая часть которых находится в виде взвеси (шлама), при прохождении конденсата через БОУ они в основном задерживаются на механическом фильтре, увеличивая его гидравлическое сопротивление и ухудшая работу конденсатных насосов. Вероятно, есть смысл очищать эти потоки отдельно с установкой только механических фильтров, что и сделано для турбины К-750-65/3000. Такая схема очистки снижает мощность БОУ.
Ко 2, 3 и 4 отборам подсоединена теплофикационная установка. Поскольку отборный пар является радиоактивным, то отпуск теплоты потребителю осуществляется по трехконтурной схеме. Дренаж греющих паров теплофикационной установки после каскадного слива заводится в ПНД2.
Питательной водой испарителя является вода из деаэраторного бака. Выработанный в испарителе пар направляется на уплотнения турбины. Рабочим паром для эжекторов уплотнений и турбины является выпар деаэратора.
На рис. 19.11 представлена схема турбоустановки К-750-65/3000. Особенностями тепловой схемы турбоустановки К-750-65/3000 по сравнению с К-500-65/3000 являются: использование деаэратора более высокого давления (вместо 0,7 МПа принято 1 МПа) и применение после деаэратора смесителя дренажа пароперегревателя и питательной воды, благодаря чему температура воды возросла с 165° до 190°С.
В качестве привода насоса для закачки конденсата греющего пара перегревателя принята водяная турбина, работающая на питательной воде.
В отличие от схемы рис. 19.10 для К-750-65/3000 принят однократный перегрев пара только свежим паром. Дренажи ПНД попарно, как и турбины К-1000-60/1500, закачиваются дренажными насосами в основной поток конденсата с очисткой их на механических фильтрах.
Это повышает тепловую экономичность АЭС по сравнению со схемой рис. 19.10. Очистка конденсата может идти за счет установки электромагнитного фильтра после деаэратора. В этом случае почти все потоки конденсата проходят через фильтр и механические фильтры на потоках дренажей ПНД можно не ставить. Электромагнитные фильтры (ЭМФ) достаточно компактны, так как фильтрацию воды можно производить с большими скоростями (до 1000 м/ч). Но при работе при повышенных температурах возникают проблемы с охлаждением электрообмоток ЭМФ. В схеме турбоустановки К-750-65-3000 имеется парогенератор для выработки нерадиоактивного пара по трехконтурной схеме и теплофикационная установка, также работающая по трехконтурной схеме.
- Назад
- Вперёд
ЭБ СПбПУ — Расчет тепловой схемы энергоблока АЭС-2006 с установкой по опреснению морской воды: бакалаврская раб…
|
|
|
03.01
03.01
Аннотация
На основе анализа литературных источников по атомным электрическим станциям, а также по теплогенерирующим установкам, произведен тепловой расчет энергоблока АЭС -2006 как с опреснительной установкой по опреснению морской воды, так и без нее.
Включение в тепловую схему АЭС опреснительной установки показало, что эффективность атомной станции снижается. Наиболее технико-экономически выгодный режим работы опреснительной установки: расход морской воды 2000 м3/ч, температура морской воды 30 0С.
Права на использование объекта хранения
|
Место доступа |
Группа пользователей |
Действие |
||||
|---|---|---|---|---|---|---|
|
Локальная сеть ИБК СПбПУ |
Все |
|||||
|
Внешние организации №2 |
Все |
|||||
|
Внешние организации №1 |
Все |
|||||
|
Интернет |
Авторизованные пользователи СПбПУ |
|||||
|
Интернет |
Авторизованные пользователи (не СПбПУ, №2) |
|||||
|
Интернет |
Авторизованные пользователи (не СПбПУ, №1) |
|||||
|
Интернет |
Анонимные пользователи |
Статистика использования
Мониторинг и оптимизация тепловых характеристик атомных электростанций: опыт и извлеченные уроки 18.
00 ¦ Дата публикации: 2021
Скачать PDF (11,91 МБ)
Указывайте этот контент следующим образом:
МЕЖДУНАРОДНОЕ АГЕНТСТВО ПО АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ, Мониторинг и оптимизация тепловых характеристик атомных электростанций: опыт и извлеченные уроки, IAEA-TECDOC-1971, IAEA, Vienna (2021)
Загрузить в:
EndNote BibTeX
*использовать BibTeX для Zotero
Узнать подробности
Описание
Рост эксплуатационных расходов и усиление конкуренции привлекли внимание к необходимости улучшения тепловых характеристик в атомные электростанции (АЭС) для обеспечения эффективного производства электроэнергии. Усилия по улучшению тепловых характеристик требуют широкого понимания конструкции, эксплуатации, технического обслуживания АЭС, условий окружающей среды и тепловых наук. В этой публикации представлены различные методики отслеживания и определения тенденций тепловых характеристик АЭС. В нем описаны основные элементы программы тепловых характеристик, даны рекомендации по проектированию баланса систем станции для новых строящихся АЭС и улучшения существующей программы для действующих АЭС.
Дополнительная информация о повторном использовании материалов, охраняемых авторским правом МАГАТЭ, .
Ключевые слова
Тепловые, Производительность, Мониторинг, Оптимизация, АЭС, Атомная электростанция, Опыт, Извлеченные уроки, Эксплуатационные затраты, Соревнования, Эффективность, Производство электроэнергии, Методология, Отслеживание, Тенденции, Тепловые характеристики, Руководящие принципы, Проектирование, Система станции, Улучшение, Безопасность, Применимость , Политика, Определение, KPI, Ключевой показатель эффективности, Входные данные, Потеря изоляции цикла, Анализ, Метод, Производительность установки, Улучшение измерений, Утверждение регулирующих органов, Парогенератор, Энергоэффективность, Турбинный цикл, Турбина, Конденсатор, Градирня, Питательная вода, BWR , Реактор с кипящей водой, PWR, Реактор с водой под давлением, RTP, Тепловая мощность реактора, UEEP, Конечная точка использованной энергии, DVR, Данные, Проверка, Согласование, DCA, Подход с использованием дренажного охладителя
Связанные публикации
2022
Оценка технологии ядерного реактора для ближайшего развертывания
2022
Ядерные энергетические реакторы в мире
2022
.
Комплект «Приложение
2022
. Проектирование станции
2022
Численные контрольные показатели для мультифизического моделирования переходных процессов тяжеловодного реактора под давлением
2022
Страна. Профили ядерной энергетики
2021
Управление посторонними материалами на атомных электростанциях и проектах
2021
Мониторинг тепловых характеристик и оптимизация на атомных электростанциях: опыт и зас. 2021
Атомные энергетические реакторы в мире
2021
Прогресс в области взаимодействия окатышей и оболочки и коррозионного растрескивания под напряжением
2021
Руководство по обзору Salto Peer
2021
Инструмент моделирования человеческих ресурсов ядерной энергетики
2020
Аспекты компьютерной безопасности.
Атомные энергетические реакторы в мире
2020
Обогащение топлива легководных реакторов сверх пятипроцентного предела: перспективы и проблемы
2020
Бенчмаркинг кодов вычислительной динамики жидкости для конструкции сборки топлива
2020
Benchmarking Коды динамики вычислительной жидкости для PASTEN DESEL
2020209 9000 9003 9001 2 Прохождение.
2020
Удержание расплава внутри сосуда и охлаждение Corium вне сосуда
Заказ на месте
Воспользуйтесь следующими ссылками для получения актуального списка дистрибьюторов МАГАТЭ:
Распространители публикаций МАГАТЭ
Как получить доступ к электронным книгам МАГАТЭ
Заказы и запросы информации также можно направлять по адресу:
Отдел маркетинга и продаж
Международное агентство по атомной энергии
Венский международный центр
PO Box 100, A-1400 Вена,
Австрия
Тел.: +43 1 2600 22529, +43 1 2600 22530
Факс: +43 1 2600 29302
Электронная почта: [email protected]
Скачать бланк заказа
Атомная электростанция «Алмараз», Эстремадура
Продление лицензии на ядерные реакторы «Алмараз»
В июне 2010 года лицензия на эксплуатацию обоих блоков атомной электростанции «Алмараз» была продлена на десять лет до июня 2020 года.
Далее, в марте 2019 года совладельцы станции решили подать заявку на продление лицензии до ноября 2027 года для первого блока и до октября 2028 года для второго блока, после решения правительства закрыть все АЭС в стране к 2035 году.
Компании Iberdrola, Endesa и Naturgy в том же месяце также согласились инвестировать до 515 млн фунтов стерлингов (680 млн долларов США) в продление срока эксплуатации реакторов до 2027 и 2028 годов соответственно.
График закрытия испанских атомных электростанций
В феврале 2019 года правительство Испании объявило график закрытия всех семи атомных энергетических реакторов, работающих на пяти объектах, в период с 2025 по 2035 год.
В 2018 году на атомную энергетику приходилось примерно 7% от общей установленной мощности и пятая часть от общего производства электроэнергии в стране.
Решение отказаться от производства атомной энергии согласуется с амбициозным планом Испании в области экологически чистой энергетики, согласно которому к 2050 году компания полностью зависит от возобновляемых источников энергии.
В соответствии с графиком закрытия, утвержденным правительством, первыми двумя энергоблоками, которые будут остановлены, станут «Алмараз-I» и «Алмараз-II», за которыми следуют «Аско-I» (2029 г.), «Аско-II» (2030 г.), «Коферентес» ( 2033 г.), Ванделлос-II (2034 г.) и Трилло (2035 г.).
Площадка АЭС Алмараз и полемика из Португалии
Атомная электростанция «Альмарас» расположена на участке площадью 1683 га в районе Альмарас-де-Тахо провинции Касерес в регионе Эстремадура в Испании.
Участок простирается на территории муниципалитетов Альмарас, Соседилья, Серрехон и Романгордо.
АЭС «Алмараз» расположена на берегу водохранилища Аррокампо, служащего источником охлаждающей воды. Водохранилище Аррокампо питается рекой Тежу, самой длинной рекой на Пиренейском полуострове, которая протекает более чем на 1000 км через Испанию и Португалию.
Португалия утверждает, что площадка АЭС «Алмарас» расположена в зоне сейсмического риска примерно в 110 км от границы с Португалией, при этом не проводилась ни оценка воздействия системы охлаждения станции на окружающую среду, ни какой-либо трансграничный план действий в чрезвычайных ситуациях.
Кроме того, против решения правительства Испании в 2016 году о строительстве пункта централизованного временного хранения (ЦВХ) отработавших тепловыделяющих сборок «Алмараз», а также других испанских АЭС, правительство Португалии выступило против решения, возбужденного против Испании в Европейском Комиссия в январе 2017 г.
Подпитка АЭС «Алмараз»
АЭС «Алмараз» состоит из двух трехконтурных блоков PWR конструкции Westinghouse в двух отдельных зданиях защитной оболочки. Установленная тепловая мощность каждого блока составляет 2 956 МВт.
Каждое цилиндрическое защитное помещение имеет полусферический купол и выполнено из железобетона с облицовкой из углеродистой стали на внутренней стене.
Активная зона реактора каждого энергоблока помещена в толстостенный и футерованный сталью герметичный цилиндрический корпус высокого давления. Каждая активная зона реактора состоит из 157 тепловыделяющих сборок, состоящих из 289топливные стержни каждый.
Топливные стержни имеют длину 4 м и диаметр 10 мм каждый и содержат топливные таблетки урана-235 с обогащением 4,5%, вставленные в сплав циркония.
На АЭС «Алмараз» используется система охлаждения открытого цикла, поэтому градирни у нее нет.
На каждом блоке установки имеется по три охлаждающих насоса и по три парогенератора. Все шесть оригинальных парогенераторов, поставленных Westinghouse, были заменены на парогенераторы Siemens KWU 61W/D3 в период с 1996 по 1997 год.
Пар, вырабатываемый каждым реактором, приводит в действие турбины, расположенные в соседних машинных залах, для выработки электроэнергии.
Произведенная электроэнергия отводится в национальную сеть через распределительное устройство 400 кВ. На электростанции также есть распределительное устройство 220 кВ для внешнего источника электроэнергии и пять дизельных генераторов, в том числе один резервный генератор для аварийного электроснабжения для операций.
Хранилище отработавшего топлива
Отработавшие тепловыделяющие сборки каждого реакторного блока хранятся под водой в бассейне выдержки в здании топливного бака, расположенном рядом со зданием защитной оболочки.
Заводское индивидуальное хранилище (ИХХ) для подземного хранения отработавших тепловыделяющих сборок в сухих контейнерах введено в эксплуатацию в декабре 2018 года.
Эксплуатация атомной энергетики «Алмараз»
АЭС «Алмараз» является базовой электростанцией, работающей со средним коэффициентом загрузки станции более 86%. Повторная оценка безопасности, проведенная на станции после аварии на АЭС «Фукусима-дайити» в 2011 году, подтвердила, что меры безопасности, принятые на площадке, являются удовлетворительными.
Привлеченные подрядчики
Компания Empresarios Agrupados (EA) обеспечивала проектирование, управление поставками, надзор за строительством, а также услуги по тестированию и запуску АЭС «Алмараз».
В 2014 году Tecnica Reunidas была привлечена к проектированию и внесению проектных изменений в систему аварийного охлаждения станции в соответствии с рекомендациями оценки безопасности после аварии на Фукусиме.
Добавить комментарий