Стартовая >> Архив >> Генерация >> Реакторные установки ВВЭР для АЭС

Монтаж и наладка 1-го блока НВАЭС - Реакторные установки ВВЭР для АЭС

Оглавление
Реакторные установки ВВЭР для АЭС
Введение
Первая реакторная установка ВВЭР
Механизмы управления и защиты ВВЭР-1
Парогенераторы ПГВ-1
Трубопроводы и задвижки Ду 500
Научно-исследовательские и экспериментальные работы по ВВЭР-1
Исследовательские работы по топливным сборкам и их материалам ВВЭР-1
Исследовательские работы по механизмам и электрооборудованию СУЗ ВВЭР-1
Исследования механической прочности гибов труб Ду 500, парогенератора ВВЭР-1
Монтаж и наладка 1-го блока НВАЭС
Итоги эксплуатации 1-го блока НВАЭС
Опыт проведения капитальных ремонтных работ на реакторной установке
ВВЭР для АЭС Райнсберг
Реакторная установка ВВЭР-365 (В-3М)
Научно-исследовательские и экспериментальные работы по РУ В-3М
Основные этапы создания реакторных установок ВВЭР-440 и ВВЭР-1000
Реакторная установка ВВЭР-440 (В-179)
Основные технические решения реактора В-179
Биологическая защита реактора и оборудование шахтного объема В-179
Основное оборудование реакторной установки В-179
Система перегрузки активной зоны В-179, обоснование проекта
Работы для обоснования конструктивных решений В-179
Реакторная установка ВВЭР-440 (В-230) для головной АЭС
Установка реактора и оборудование шахтного объема ВВЭР-440 (В-230)
Оборудование первого контура ВВЭР-440 (В-230)
Расчетное обоснование проекта ВВЭР-440 (В-230)
Результаты монтажа, пусконаладки и начальной эксплуатации (В-230)
Реакторная установка ВВЭР-440 (В-213) для АЭС Ловииза
Описание основного оборудования РУ В-213
Расчетное обоснование проекта ВВЭР-440 (В-213) для АЭС Ловииза
Экспериментальное обоснование проекта ВВЭР-440 (В-213) для АЭС Ловииза
Результаты пуско-наладочных работ на 1 и 2 блоках АЭС Ловииза
Дополнительные мероприятия по безопасности на АЭС Ловииза
Реакторная установка ВВЭР-440 (В-270) для АЭС в сейсмическом районе
Обеспечение безопасности АЭС в условиях сейсмичности, пуск и ввод в эксплуатацию
Реакторная установка ВВЭР-440 (В-318) для АЭС Хурагуа
Мероприятия по повышению безопасности АЭС с РУ ВВЭР-440
Оценка основных технических решений РУ ВВЭР-Ф40
Реакторные установки ВВЭР-1000
Основные решения в проекте РУ В-187
Расчетное обоснование проекта РУ В-187
Сравнение реакторной установки ВВЭР-1000 (В-187) с зарубежными аналогами
Результаты пуско-наладочных работ и первого этапа эксплуатации реакторной установки ВВЭР-1000 5 блока НВАЭС
Реакторные установки ВВЭР-1000 (В-302 и В-338) для АЭС малой серии
Реакторная установка ВВЭР-1000 (В-320) для АЭС большой серии
Описание оборудования и систем - реакторная установка ВВЭР-1000 (В-320)
Система компенсации давления - реакторная установка ВВЭР-1000 (В-320)
Системы нормальной эксплуатации, управления и защиты реакторной установки ВВЭР-1000
Системы безопасности реакторной установки ВВЭР-1000
Мероприятия по повышению эксплуатационной надежности и ресурса парогенераторов РУ ВВЭР-1000
Поисковые работы по реакторной установке ВВЭР-500 (В-271)
Поисковые работы по реакторным установкам типа ВВЭР
Поисковые работы по реакторным установкам ВВЭР-2000, ВВЭР-1500, ВВЭР-1100
Новые проекты реакторных установок ВВЭР
Краткое описание основного оборудования РУ В-407
Реакторная установка ВВЭР-1000 (В-392)
Разработка систем управления запроектными авариями в проекте РУ В-392
Реакторная становка ВВЭР-1500
Реакторные установки ВВЭР-1000 для АЭС в Китае, Иране и Индии
Сравнительные характеристики реакторных установок ВВЭР-1000
Обоснование нейтронно-физических характеристик активной зоны ВВЭР-1000
Подходы к обоснованию нейтронно-физических характеристик реактора ВВЭР-1000
Результаты расчета нейтронно-физических характеристик топливных загрузок активной зоны ВВЭР-1000
Обоснование теплогидравлических характеристик реакторной установки ВВЭР
Основные результаты теплогидравлического расчета системы охлаждения реактора ВВЭР
Расчетное обоснование прочности реакторных установок ВВЭР
Современная практика расчетного обоснования прочности, основные критерии и методы
Экспериментально-исследовательское обоснование проектов РУ ВВЭР
Конструкционные материалы основного оборудования и трубопроводов реакторных установок ВВЭР
Конструкционные материалы основного оборудования и трубопроводов первого контура ВВЭР
Обоснование конструкционной прочности - продление срока службы РУ ВВЭР
Современные подходы к обоснованию конструкционной прочности оборудования реакторных установок
Исследования напряжений в оборудовании АЭС и обоснование нормативных подходов
Обоснование прочности конструкций при нестационарных термических воздействиях
Обоснование работоспособности оборудования в условиях коррозионной среды
Конструкционная прочность оборудования в условиях воздействия потока нейтронов
Участники создания реакторных установок ВВЭР
Список литературы

Монтаж оборудования 1 -го блока НВАЭС

Выполнение строительно-монтажных работ по 1 -му блоку НВАЭС было поручено ряду специализированных организаций. Монтаж технологического оборудования реакторной установки, трубопроводов, КИП и автоматики, вентиляционного центра, строительных конструкций реакторного отделения, а также спецводоочистки и «могильников» жидких и сухих отходов было поручено Центроэнергомонтажу (ЦЭМ).
Работы ЦЭМ начаты в 1958г., монтаж оборудования и трубопроводов 1-го контура в 1960 г., парогенераторов в 1961 г.
С 21 человека в 1958 году участок ЦЭМ вырос до 527 человека в 1963г.
Было смонтировано 3500 т оборудования, 1170 т трубопроводов нержавеющих и углеродистых, 750 т металлоконструкций, 760 т облицовки.
ЦЭМом были спланированы две площадки площадью по 8 тыс.кв.м. для изготовления крупногабаритного технологического оборудования и укрупнения строительных конструкций. Обе площадки имели подъездные пути железной дороги и автотранспорта.
Кроме того, на площадке реакторного отделения был построен цех сварки площадью 1000 кв.м с краном грузоподъемностью 15 т, организованы участки дробеструйной очистки и спецкрасителей, а также лаборатории: химическая, механических испытаний, рентгеновская и вакуумная.
При сооружении 1-го блока НВАЭС был применен метод совмещенного выполнения строительных и монтажных работ, который для атомных станций, в связи с требованием обеспечения чистоты при монтаже оборудования и трубопроводов 1-го контура, себя не оправдал.
Во время монтажа оборудования следует отметить две уникальные операции:

  1. монтаж корпуса весом 186 т (с оснасткой 200 т);
  2. монтаж и сварка нержавеющих трубопроводов (сталь 01X18H12T).

Монтаж корпуса проводился мостовым краном грузоподъемностью 125( 175)/30 т. Однако завод-изготовитель крана при подъеме 200-тонного груза запретил перемешать мост крана и приближать тележку крана главного подъема к рельсовым путям ближе, чем на 2 м.
Для этих условий ЦЭМ разработал специальную технологию монтажа корпуса, которая была осуществлена на месте. Горизонтальность установки фланца корпуса реактора была выдержана с точностью 0,5 мм. Были определены смешение и разворот главных осей в плане, которые соответствовали заданным допускам.
В связи с особым требованием к главным циркуляционным трубопроводам Ду500 (не разрешалось иметь остающихся подкладных колец) технология сварки строилась таким образом, чтобы формирование и полный провар корневого шва достигались без них.
В результате предварительных работ по сварке трубопроводов и особенно кольцевых швов замкнутого контура петли была разработана в технологии сварки с так называемой расплавляемой грибовидной вставкой (разработчик — ЦНИИ КМ «Прометей»).
Особое внимание обращалось на контроль корневого шва, который проходил рентгеноскопию, и исправление дефектов с повторным контролем, только после чего разрешалась последующая сварка. Сварка корневого шва производилась аргоно-дуговым способом с поддувом аргона, а всех последующих валиков — ручной электродуговой, причем первых двух— также с поддувом аргона.
Разработанная и примененная технология позволила произвести качественные электросварные соединения уникальных нержавеющих трубопроводов Ду 500. Этому способствовал тренаж сварщиков и контрольного персонала по выполнению аналогичных соединений как в институте, так и на одном из аналогичных объектов.
Непосредственное участие специалистов ЦЭМ в контрольной сборке реактора на заводе-изготовителе (стенд Р-ЗиО), постоянный авторский надзор ОКБ «Гидропресс» и шеф-монтажа заводов-изготовителей обеспечили качественное проведение монтажа первого промышленного корпусного реактора.

Наладка и пуск 1 -го блока НВАЭС

Строительные работы и монтаж основного оборудования были завершены в 1963 году, но уже с I960 года началась подготовка к осуществлению пуско-наладочных работ.
В 1960 году ОКБ «Гидропресс» было утверждено ведущей организацией по наладке оборудования первого контура с участием проектировщиков и поставщиков того или иного крупного оборудования: перегрузочного моста, циркуляционных насосов, задвижек Ду 500, электрооборудования СУЗ. Научное руководство физпуском и энергопуском реактора осуществлял Институт атомной энергии.
Руководство всем комплексом пуско-наладочных работ осуществляла межведомственная пусковая комиссия (МПК). Межведомственная пусковая комиссия состояла из ответственных представителей научной, проектно-конструкторских, пуско-наладочных, строительно-монтажных организаций и дирекции станции. Она рассматривала планы пуско-наладочных работ и проводила их утверждение, а также утверждение принципиальных технических решений, подготовленных научным руководством, главным конструктором реактора или главным инженером проекта, идущих в отступление от первоначального проекта или утвержденных графиков проведения работ.
К началу наладки ОКБ «Гидропресс» была разработана вся необходимая пуско-наладочная техническая документация (программы, методики, инструкции, чертежи пуско-наладочных приспособлений), согласована со всеми смежниками, была произведена стажировка необходимых кадров на объектах Института Атомной энергии и Обнинской атомной станции.
Фактическая продолжительность пуско-наладочных работ составила 12 месяцев. Наладка состояла из следующих этапов:

  1. Наладка транспортно-технологического оборудования центрального зала и 1-й физпуск реактора (на холодной воде с открытой крышкой).
  2. Гидравлическое испытание первого контура на 150 кг/см2 с включением главных циркуляционных насосов.
  3. Промывка и холодная обкатка 1-го контура с технологической крышкой.
  4. Ревизия оборудования 1-го контура, устранение дефектов и пробная обкатка 1 -го контура.
  5. Горячая обкатка 1-го контура с проектными параметрами теплоносителя.
  6. 2-ой и 3-й этапы физического пуска со штатной крышкой реактора.
  7. Энергетический пуск реактора (30 сентября 1964г.).

Наиболее трудоемкими работами по осуществлению 1-го этапа были наладочные работы по перегрузочной машине (ПМ), которая должна работать в полуавтоматическом и автоматическом режимах. Отрабатывалась точность выхода захватных штанг на заданные координаты, правильность срабатывания блокировок и пр. В результате была достигнута удовлетворительная работа ПМ с выходом распушенной штанги длиной 10 м с точностью ±5 мм. Время от извлечения кассеты из чехла до установки ее в корзину по заданной координате составляло 8-10 минут.
Физпуск производился в реакторе со снятой крышкой, для чего с помощью ПМ были установлены кассеты по графику ИАЭ и 17 декабря 1963 года реактор ВВЭР-1 достиг критичности.
Физпуск имел основной задачей уточнение нейтронно-физических характеристик активной зоны, а также выбор последовательности взведения кассет АЗ при пуске, проверка установленных режимов по перегрузке активной зоны.
Одновременно была проверена чувствительность контрольноизмерительной пусковой аппаратуры реактора. Руководство физпуском осуществляла бригада ИАЭ им. Курчатова. Параллельно с физпуском велась ревизия и механическое опробование приводов СУЗ, механизмов подъема ионизационных камер, гайковерта шпилек главного разъема корпуса и др.
В этот же период от постороннего источника тепла был проведен пробный пуск турбогенераторов № 1 и 2 с доведением числа оборотов до номинального.
Второй этап проводился с разогревом воды от тепла работающих шести главных циркуляционных насосов до температуры 90°С. Для создания плавности нагружения корпуса подъем давления производился ступенчато от 100 до 150 кг/см2, с промежуточными выдержками при 125 кг/см2 и 132 кг/см2. Были отмечены места течей и в последующем проведена их ликвидация.
Трубы Ду 500 на заводе-изготовителе не были испытаны на 150 кг/см2 поэтому все оборудование, прошедшее на заводах- изготовителях гидроиспытания на давление 125 кг/см2, в составе 1 -го контура, с согласия заводов-изготовителей повторно испытывалось на 150 кг/см2.
При гидроиспытании производилось тензометрирование корпуса реактора (институтом Машиноведения АН СССР) трубопроводов Ду 500 и коллекторов ПГ на 5-й и 6-й петлях (ОКБ «Гидропресс»).
Третий этап. Промывка производилась с технологической крышкой из-за опасения загрязнения штатной крышки, на которой уже были смонтированы механизмы СУЗ.
Промывка проводилась при температуре 250-260°С, давлении 100 атм с работой всех шести насосов, с нею совмещалась проверка гидродинамической устойчивости внутрикорпусных устройств. Перепад на активной зоне соответствовал расчетному и составил 1,4кг/см2, а сопротивление парогенераторов составляло 1,7-1,8 кг/см2, вместо расчетного 1,1 -1,2 кг/см2. Общее же сопротивление контура было на 10-15% меньше расчетного и составляло величину 4,0 кг/см2 вместо 4,5 кг/см2. Было установлено, что циркулирующей воде передается 50% от получаемой ГЦН мощности. Скорость разогрева от 10 С час при температуре 20-100 С упала до 5°С/час при температуре 150-200°С и 3°С/час при температуре 200- 235°С. При этой температуре наступила термическая стабилизация, и дальнейший рост температур до 265°С осуществлялся за счет прекращения продувки.
Одновременно проводились замеры напряжений оборудования и трубопроводов Ду 500, результаты измерений близко совпадали с расчетными. При определении напряжений трубопроводов Ду500 измерялись вибрационные параметры /амплитуда и частота колебаний/ и величина температурного удлинения циркуляционных петел, которая составила 120+130 мм. Закрепление их, а также циркуляционных насосов и парогенераторов было выполнено на подвижных опорах, которые не вызывали дополнительных напряжений. Неподвижной точкой крепления трубопроводов был лишь собственно реактор.
После остановки реактора была осуществлена ревизия и осмотр всего оборудования 1-го контура.
Четвертый этап. Ревизия реактора, парогенераторов и оборудования 1-го контура выявила их некоторые слабые места.
От гидравлического воздействия теплоносителя были разрушены сетчатые фильтры, размещенные во входных коллекторах парогенераторов, были отвинчены гайки отдельного крепежа или надорваны головки у части винтов, надорваны прерывистые швы приварки у планок граненого пояса «корзины» и разорваны или частично повреждены трубы 38x2,5 под образцы корпусной стали.
В период с 1+25 июня 1964г. при трехсменной работе бригад ЦЭМ и ремонтного персонала станции под техническим руководством ОКБ «Гидропресс» были осуществлены мероприятия по дополнительному укреплению от вибрационных нагрузок труб температурного контроля верхнего блока (не участвовавшего в обкатке), дополнительному укреплению всего крепежа, усилению сварных швов планок граненого пояса, создание дополнительных антивибрационных опор у экрана реактора. Трубы 38x2,5 для образцов корпусной стали в верхней их части (до бурта корпуса) были удалены полностью, но в нижней части из-за недоступности удалить их, кроме 1-й штуки из 24-х, не представилось возможным.
По совместному техническому решению главного конструктора и научного руководителя были удалены трубы системы КГО.
Наиболее трудоемкими были работы на заводах г. Воронежа по изменению перфорации цилиндра нажимной решетки с целью уменьшения выходных скоростей с 3-х до 0,5 м/сек и соответственно вибрационных усилий. Увеличение общего сопротивления реактора на 0,4 кг/см2 приблизило характеристики ГЦН к спецификационным, что улучшало условия их работы.
Для проверки достаточности всех произведенных конструктивных изменений была проведена пробная обкатка, ранее не предусмотренная графиками пуско-наладочных работ, которая производилась уже со штатным верхним блоком при 6-ти работающих циркуляционных насосах, но при давлении 30-40 атм. и температуре 100-110°С, что позволило применить уплотнение главного разъема реактора медной прокладкой с затяжкой лишь половины шпилек уплотнения, т. е. 30 штук.
Глубокая подкритичность зоны достигалась установкой вместо 312 рабочих кассет лишь 182 штук и 40 вставок с бористым поглотителем. Вместо остальных 90 кассет были вставлены дроссельные шайбы, имитирующие перепад давления на кассетах.
Установка активной зоны и верхнего блока с механизмами СУЗ позволили проверить их работу в штатных условиях реактора. Пробная обкатка подтвердила правильность конструктивных мероприятий по усилению виброустойчивости внутрикорпусных устройств и надежность работы элементов активной зоны и СУЗ.
Тензоизмерениями были определены напряжения от вибрационных нагрузок каналов для термометров сопротивления и штанги механизмов СУЗ, которые составляли незначительную величину (30 кг/см2) при частоте колебаний 150 и 300 герц, характеризующие достаточную жесткость конструкции.
Во время этого этапа была проведена также работа по определению условий всплываемости компенсирующих кассет в случае их расцепления. Выявлено, что запас до всплытия составляет 14% при полном расходе холодной воды через зону реактора при работающих 6 гЦн.
Во время пробной обкатки произошел непредусмотренный сброс компенсирующей кассеты, сцепленной с приводом, в частично заполненный водой реактор. Динамическая перегрузка при ударе кассеты в конце пути составила примерно величину 30g, но кассета не получила заметных повреждений. Дальнейшее исследование всех твэл на заводе-изготовителе не выявило нарушения их плотности, но на оболочках отдельных твэл были обнаружены микротрещины. На этом основании кассета не была рекомендована к дальнейшей установке в реактор. В механической части СУЗ некоторые детали (узел верхнего шарнирного соединения, корпус гайки) были повреждены. Это вызвало необходимость введения небольших изменений в конструкцию механизмов, исключающих остаточную деформацию деталей в случае повторения аналогичных явлений.
Пятый этап. Проводился с верхним блоком, со штатным клиновым уплотнением и имел своей целью проверку работы реактора и всего оборудования 1-го контура при штатных параметрах теплоносителя, т.е. давлении 100 кг/см2 и температуре 260°С, наладку автоматики и блокировок, имитацию некоторых аварийных ситуаций и тренаж эксплуатационного персонала.
Во время этого этапа проходила проверка гидравлической плотности системы, причем было установлено, что главное уплотнение реактора, уплотнение фланцев механизмов СУЗ, люков коллекторов парогенераторов, циркуляционных насосов, задвижек Ду 500 по главным разъемам после их обварки работают удовлетворительно и создают необходимую плотность всего 1-го контура. Основные течи по контуру создавали мелкие трубопроводные линии и их арматура.
Максимальная достигнутая температура в 1-ом контуре при продувке-подпитке 10т/час, отсеченных парогенераторах по второму контуру и работающих шести циркуляционных насосах составила 240°С и была достигнута на 5-й день работы.
Проведена проверка разогрева и подключения к реактору отключенной петли обратным током теплоносителя. Проверка была осуществлена и подтвердила возможность применения этого способа подключения.
В связи с тем, что по предложению ОКБ «Гидропресс» был исключен П-образный компенсатор на горячих нитках трубопроводов Ду 500, запроектированный МОТЭПом, особый интерес представляло снятие картины напряженного состояния трубопроводов Ду 500 при разности температур между «холодной» и «горячей» нитками трубопровода в 24°С (по проекту 22°С). Дополнительные напряжения из-за отсутствия П-образного компенсатора составили величину ±200-300 кг/см2, что полностью подтвердило надежность работы трубопроводов при их новой конфигурации. Было определено также шунтирующее действие одной-трех петель с остановленными циркуляционными насосами и открытыми задвижками. Оно составило уменьшение расхода через активную зону 2% при одной петле и до 10% при 3-х петлях.
Обкатка выявила также нормальную работу механизмов СУЗ, проверенную во всех требуемых эксплуатационных ситуациях, и вибрационную стойкость и износоустойчивость оборудования даже при пульсациях теплоносителя, выявленных при осциллографировании режимов работы 1-го контура при различном количестве работающих насосов. К сожалению, методов устранения пульсации найдено не было.
Была выявлена также возможность отказа от контура разогрева- охлаждения нажимного кольца, который должен был устранять его инерцию и следить за минимальным расхождением температур между крышкой и фланцем корпуса. Уровень напряжений в шпильках при этом изменялся всего лишь на величину ± 10%, что принято допустимым.
Шестой этап. (2-й и 3-й этапы физпуска).
Во время этого этапа загрузка активной зоны была штатной, т.е. удалено 40 бористых вставок и установлено 90 штук кассет по периферии. Штатными же были и механизмы управления СУЗ. При втором этапе физпуска определялась дифференциальная эффективность отдельных кассет и групп, а также эффективность кассет аварийной защиты в зависимости от положения по высоте зоны компенсирующих кассет. В качестве замедлителя при этих опытах применялся раствор борной кислоты. При третьем этапе физпуска мощность реактора доводилась до 4-5% от номинальной и была установлена ее величина для подъема температуры теплоносителя с 240 до 260°С. Она составила 1-1,5% от номинальной мощности. Во время этого этапа физпуска была определена величина температурного коэффициента реактивности и вновь проверена эффективность регулирующих органов. Были выданы также рекомендации по эксплуатационным режимам реактора и мерам для обеспечения их безопасности.
Седьмой этап - энергопуск
Перед энергопуском была осуществлена предварительная проверка работы блокировок и энергоснабжения систем, участвующих в пуске.
Тепловая мощность реактора доведена до 65-70 МВт и произведена продувка паропроводов в атмосферу.
В 13 часов 30 сентября 1964г. был пущен турбогенератор №2 от пара, произведенного реакторной установкой, в 15 часов 40 минут он принял электрическую нагрузку 26 МВт.
За время с 30 сентября по 5 октября 1964г., наряду с отдачей мощности 25-30 МВт в сеть, производилась наладка электрической части СУЗ и КИП, а также определена производительность парогенераторов, составившая величину 270-280 т/час.
С 7 октября 1964г. электрическая мощность была увеличена до 70 МВт, параллельно производилась наладка автоматики, отрабатывалась методика подключения к работающему реактору циркуляционных резервных петель и определялось время выбега турбогенераторов №№1 и 2. Величина их выбега после закрытия стопорных клапанов до переключения главных циркуляционных насосов на вторую скорость составляла 30 сек (для турбогенератора №2).
26 декабря 1964 г. был подключен турбогенератор №3 и 27 декабря 1964 г. станция достигла номинальной проектной мощности 210 МВт электрических (760-770 МВт тепловых), на которой устойчиво работала более 90 часов.
Всего за время энергопуска, который длился по 31 декабря 1964г., было выработано 146x106 кВт часов эл. энергии.

Ниже перечисляются основные результаты наладки и пробной эксплуатации реакторной установки:

  1. устойчивость и легкая управляемость реактором, быстро изменяющим свою мощность в зависимости от паровой нагрузки парогенераторов;
  2. парогенераторы и турбогенераторы обеспечивают номинальную мощность АЭС и имеют резервы для подъема мощности в будущем до 80 МВт на каждом турбогенераторе;
  3. запас реактивности на выгорание топлива обеспечивает непрерывную работу реактора на номинальной мощности в течение 7-8 месяцев;
  4. определение напряжений с помощью тензометров в реакторе, парогенераторах и трубопроводах Ду 500 показывает возможность надежной работы оборудования в номинальном и переходных режимах;
  5. обеспечивается значительный паровой и электромеханический выбег турбогенераторов, чем обеспечивается надежность при режимах обесточивания;
  6. установлена мощность, снимаемая естественной циркуляцией с активной зоны реактора: она составляла величину 5-8 %;
  7. ненадежность конструкции термометров сопротивления и выход из строя большого их количества, а также недостаточная виброустойчивость трубопроводов малого диаметра у главных циркуляционных насосов и ГЗЗ;
  8. сходимость в значительной своей части результатов тепловых и гидравлических расчетов с результатами, полученными при замерах во время наладочных работ;
  9. биологическая зашита реакторной установки обеспечивает безопасность работы эксплуатационного персонала и подтверждает правильность выполненных расчетов;
  10. результаты работы оборудования при различных режимах и его ревизии дали возможность применить улучшающие конструктивные мероприятия для отдельных узлов последующих водоводяных реакторов;
  11. произведена подготовка эксплуатационного персонала и отработка эксплуатационных инструкций.

После энергетического пуска реактора в течение октября 1964г. — октябрь 1965г. проводилась опытно-промышленная эксплуатация I блока НВЭАС, которая завершилась успешно. В ноябре — первой половине декабря 1965г. была осуществлена первая перегрузка топлива. 13 декабря 1965г. блок I НВЭАС был вновь введен в промышленную эксплуатацию.



 
« Расчетная обеспеченность работы гидроэлектростанции   Реакторы-размножители на быстрых нейтронах »
электрические сети