Учебное пособие разработано в соответствии с рабочей программой и курсом лекций по учебной дисциплине «Основы строительства АЭС» для студентов с направлением подготовки — «Атомные электрические станции и установки». Здесь представлены общие положения об этапах создания объектов, их проектировании, организации строительства и их специфике. Отражены вопросы организации монтажных баз для предмонтажной укрупнительной сборки оборудования и изготовления блоков трубопроводов. Даны необходимые сведения о проектной и технологической документации.
Рецензенты: П. Г. Кривошей к.т.н. Н. П. Сердунь
Темплан 2011, поз. 48 Илл. 36, табл. 15, библиограф. 11 назв.
с ИАТЭ НИЯУ «МИФИ», 2015 г.
с Г. С. Котиков, 2015 г.
Капитальное строительство является важнейшей составляющей развития основных фондов во всех отраслях производства. Как одно из главнейших условий эффективности материального производства капитальное строительство оказывает решающее влияние на ускорение научно-технического прогресса в стране. Сейчас нет такой сферы деятельности человека, в которой не требовалось бы участия строителей. Продукция строителей требуется везде, где живут и трудятся люди.
3D-печать металлом / Развитие ядерной медицины / АЭС «Аккую» после землетрясения
Капитальное строительство — новое строительство, рас-
ширение и реконструкция действующих предприятий, их техническое перевооружение.
Новое строительство — строительство зданий и сооружений, осуществляемое на новых площадках по первоначально утвержденному проекту. Если в период строительства до ввода в
действие мощностей вносятся изменения, то продолжение строительства предприятия (здания, сооружений) по измененному проекту также относится к новому строительству.
Расширение действующего предприятия — строительство по новому проекту вторых и последующих очередей действующего предприятия, дополнительных или новых производственных комплексов и производств, расширение существующих цехов основного производственного назначения.
Реконструкция действующего предприятия — полное или частичное переоборудование производства без строительства новых и расширения действующих цехов основного производственного назначения, но со строительством (при необходимости) новых и расширением действующих объектов вспомогательного
и обслуживающего назначения с заменой морально устаревшего
и физически изношенного оборудования.
Техническое перевооружение действующего предприятия —
осуществление комплекса мероприятий (без расширения производственных площадей) по повышению технического уровня производства.
Одной из систем капитального строительства является строительное производство — совокупность производственных процессов, выполняемых на строительной площадке. Строительное
производство объединяет две подсистемы — технологию строительных процессов и организацию строительного производства. Каждая подсистема имеет свою сущность и научные основы.
Технология (от греч. techne — мастерство, умение и logos — наука, учение) — совокупность методов обработки, изготовления, изменения состояния, свойств, формы, сырья, материала или полуфабриката, осуществляемых в процессе производства продукции. Задача технологии как науки — выявление физических, химических и других закономерностей с целью определения и использования наиболее эффективных и экономичных производственных процессов.
Всё по графику. На АЭС «Аккую» началось строительство энергоблока №4
Технология строительного процесса — это наука о методах выполнения строительных процессов при возведении (реконструкции) зданий и сооружений. При этом понятие «метод» включает в себя способы воздействия на строительные материалы, полуфабрикаты и конструкции.
Организация строительного производства (от лат. organize
— устраиваю) определяет сущность и научные основы предстроительного проектирования и изысканий, взаимосвязь выполнения строительных процессов во времени и пространстве, материально-технического обеспечения строительства, оперативного планирования и управления производством.
Охрана труда представляет собой систему взаимосвязанных законодательных, социально-экономических, гигиенических и организационных мероприятий, цель которых — оградить здоровье работающих от вредных производственных воздействий и несчастных случаев, обеспечить наиболее благоприятные условия, способствующие повышению производительности труда и качества работ. Охрана труда предусматривает осуществление совокупности организационных и технических мероприятий, обеспечивающих безопасные и комфортные условия труда.
Конечная цель функциональных составляющих капитального строительства — получение продукции в виде зданий и сооружений при наиболее благоприятных технических, экономических и социальных условиях с наименьшими затратами времени и ресурсов.
Целью строительного производства является возведение зданий и сооружений, представляющих собой конечную продукцию
строительства: жилые дома, гражданские здания (школы, театры, магазины и пр.), предприятия различных отраслей промышленности, энергетические объекты, транспортные сооружения, сельскохозяйственные здания, спортивные сооружения и многие другие объекты.
Под зданиями понимаются наземные постройки, предназначенные и приспособленные для жизнедеятельности человека (жилые дома, фабрики, школы, офисы и т.д.).
Прочие наземные, подземные и подводные постройки называются инженерными сооружениями.
На методы выполнения работ влияют конструктивные особенности зданий и сооружений: одноэтажные, мало- и многоэтажные; высотные; каркасные; с неполным каркасом и бескаркасные с поперечными, продольными и продольно-поперечными несущими стенами; кирпичные; крупнопанельные; мелко- и крупноблочные и т. д.
Строительная продукция, по сравнению с промышленной, имеет ряд особенностей:
строящиеся здания и сооружения находятся неподвижно на одном месте, а рабочие перемещаются по объектам, этажам, помещениям внутри этажей;
продолжительность строительства зданий и сооружений составляет месяцы, а иногда и годы;
здания и сооружения бывают разнообразными по форме, размерам, сложности и точности выполнения работ;
отдельные объекты часто находятся на большом расстоянии друг от друга;
в процессе создания строительной продукции, кроме непосредственно строительных организаций, участвует большое количество других организаций и предприятий (проектные, транспортные, заводы-изготовители строительных материалов, деталей, конструкций и т.д.).
Цикл создания и жизни АЭС, а также других зданий и сооружений имеет несколько этапов.
Этап 1, подготовка технического задания. На данном этапе разрабатывается техническое задание (ТЗ) и привязка объекта к местности. В техническом задании указываются основные необходимые технические характеристики и особые требования к
создаваемому объекту. После согласования и утверждения технического задания приступают к разработке следующего этапа.
Этап 2, технико-экономическое обоснование — ТЭО. Иногда этот этап называют «Обоснование инвестиций в строительство». На данном этапе определяются предварительные объемы работ, продолжительности проведения работ, необходимые изделия и материалы, способы и пути их доставки, затраты в материальном и денежном выражении. На основании полученных данных данного этапа принимается решение о проектировании и строительстве данного объекта или отказ от проектирования и создания объекта в силу экономической или эксплуатационной нецелесообразности объекта.
Этап 3, проектирование объекта. Как правило проектирование производится в две стадии – стадия «Проект» и стадия «Рабочая документация».
Этап 4, строительство объекта. На данном этапе производится выполнение строительно-монтажных работ по созданию объекта, начиная с выполнения котлованов под фундаменты и заканчивая пуско-наладочными и отделочными работами.
Этап 5, эксплуатация объекта. На данном этапе созданный объект выполняет функцию, для которой он создавался. Расчетная продолжительность этапа определяется на стадии «Проект» по условиям технического задания.
Этап 6, вывод из эксплуатации. Необходимость выполнения данного этапа определятся техническим заданием и разрабатывается при выполнении этапа 3.
Если после выполнения второго этапа решение о создании объекта принято, то приступают к выполнению проектных работ.
2. Проектные работы.
Объекты проектирует организация, которая называется генеральным проектировщиком (генпроектировщик). Как правило, проектирование объекта выполняется в две стадии: стадия – проект и стадия – рабочая документация (далее по тексту – проектная документация).
Проект решает все концептуальные вопросы эксплуатации и строительства объекта и должен содержать разделы:
— Пояснительная записка (записка ГИПа);
— Планировочная организация земельного участка;
— Конструктивные и объемно-планировочные решения;
— Инженерное оборудование и системы, сети инженернотехнического обеспечения, технологические решения;
— Проект организации строительства;
— Проект организации работ по сносу или демонтажу объектов капитального строительства;
— Мероприятия по охране окружающей среды;
— Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности; Ин- женерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций;
— Мероприятия по обеспечению доступа инвалидов;
— Смета на строительство объектов капитального строительства;
— Иная документация предусмотренная федеральными законами.
Указанный состав проекта может изменяться в зависимости от назначения проектируемого объекта. Например, по желанию заказчика-инвестора может быть добавлен раздел «Эффективность инвестиций», а при проектировании блоков АЭС в составе проекта обязательно должен быть раздел «Вывод из эксплуатации». Раздел «Мероприятия по обеспечению доступа инвалидов» может в составе проекта не разрабатываться, если по технологическим, медицинским и др. условиям присутствие инвалидов на эксплуатации объекта не допускается.
Каждый раздел проекта может состоять из нескольких томов по видам и направлениям систем, например, раздел «Инженерное оборудование и системы, сети инженерно-технического обеспечения, технологические решения» может состоять из следующих томов: электроснабжение, водоснабжение, канализация, отопление, вентиляция, системы связи и т.д.
Для разработки примененных в проекте новых конструкций, оборудования, трубопроводов, методов их монтажа и сварки генпроектировщик привлекает специализированные, проектные,
конструкторские, исследовательские и технологические организации.
После разработки в полном объеме проект подлежит государственной экспертизе, где проверяются правильность и соответствие принятых концептуальных решений, существующим законодательным актам и нормам.
После положительного заключения экспертизы на основании принятых и решенных в проекте концептуальных решений разрабатывается рабочая проектная документация. На основании общих решений в проектной документации разрабатывается документация необходимая для строительства и эксплуатации объекта (технологическая, конструкторская, строительная и другая документация). При необходимости разрабатывается конструкторская документация на новое технологическое и нестандартное оборудование.
3. Содержание разделов проекта
Раздел 1. «Пояснительная записка». В данном разделе должны содержаться сведения:
о документах, на основании которых принято решение о разработке проектной документации;
о функциональном назначении объекта;
о потребности объекта в сырье, воде энергоресурсах;
о проектной мощности объектов капитального строительства;
о комплексном использовании сырья, вторичных энергоресурсов, отходов производства;
о земельных участках, изымаемых во временное (на период строительства) и постоянное пользование на которых будет располагаться объект капитального строительства;
о значимости объекта капитального строительства для муниципальных образований
Раздел 2. «Планировочная организация земельного участка».
В данном разделе даются сведения о земельном участке, о границах санитарно-защитных зон, об инженерной подготовки территории, вертикальной планировке, благоустройству, схемы и характеристики транспортных коммуникаций.
Раздел 3. «Архитектурные решения». В данном разделе приводится:
— описание и обоснование внешнего и внутреннего вида объекта капитального строительства, его пространственной, планировочной и функциональной организации;
— обоснование принятых объемно-пространственных и архи- тектурно-художественных решений, в том числе в части соблюдения предельных параметров разрешенного строительства объекта капитального строительства;
— описание архитектурных решений, обеспечивающих естественное освещение помещений с постоянным пребыванием людей;
— описание архитектурно-строительных мероприятий, обеспечивающих защиту помещений от шума, вибрации и другого воздействия;
— описание решений по декоративно-художественной и цветовой отделке интерьеров, а также помещений основного, вспомогательного, обслуживающего и технического назначения;
— отображение фасадов и цветовое решение фасадов;
— поэтажные планы зданий и сооружений с приведением экспликации помещений, иные графические и экспозиционные материалы, выполняемые в случае, если необходимость этого указана в задании на проектирование.
Раздел 4. «Конструктивные и объемно-планировочные решения». Данный раздел должен содержать:
— описание и обоснование конструктивных решений зданий и сооружений, включая их пространственные схемы, принятые при выполнении расчетов строительных конструкций;
— описание и обоснование технических решений, обеспечивающих необходимую прочность, устойчивость, пространственную неизменяемость зданий и сооружений объекта капитального строительства в целом, а также их отдельных конструктивных элементов, узлов, деталей в процессе изготовления, перевозки, строительства и эксплуатации объекта капитального строительства;
— описание конструктивных и технических решений подземной части объекта капитального строительства;
— описание и обоснование принятых объемно-планировочных решений зданий и сооружений объекта капитального строительства;
— обоснование проектных решений и мероприятий, обеспечивающих: соблюдение требуемых теплозащитных характеристик ограждающих конструкций; снижение шума и вибраций; гидроизоляцию и пароизоляцию помещений; снижение загазованности помещений; удаление избытков тепла; соблюдение безопасного уровня электромагнитных и иных излучений, соблюдение санитарно-гигиенических условий; пожарную безопасность;
— перечень мероприятий по защите строительных конструкций и фундаментов от разрушения;
— описание инженерных решений и сооружений, обеспечивающих защиту территории объекта капитального строительства, отдельных зданий и сооружений объекта капитального строительства, а также персонала (жителей) от опасных природных и техногенных процессов;
а) подраздел «Система электроснабжения»; б) подраздел «Система водоснабжения»; в) подраздел «Система водоотведения»;
г) подраздел «Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха, тепловые сети»;
д) подраздел «Сети связи»; е) подраздел «Система газоснабжения»;
ж) подраздел «Технологические решения».
Данные подразделы должны содержать необходимую информацию по указанным сетям и инженерному оборудованию.
Раздел 6. «Проект организации строительства» (ПОС) должен содержать:
— характеристику района по месту расположения объекта капитального строительства и условий строительства;
— оценку развитости транспортной инфраструктуры;
— сведения о возможности использования местной рабочей силы при осуществлении строительства;
Источник: studfile.net
Атомные электрические станции (АЭС)
Атомные электрические станции (АЭС). Принципиальная схема АЭС. Технологические схемы атомной электростанции (АЭС)
Принципиальная схема АЭС с ядерным реактором, имеющим водяное охлаждение, приведена на рис. Тепло, выделяющееся в активной зоне реактора 1, отбирается водой (теплоносителем) 1-го контура, которая прокачивается через реактор циркуляционным насосом 2. Нагретая вода из реактора поступает в теплообменник (парогенератор) 3, где передаёт тепло, полученное в реакторе, воде 2-го контура. Вода 2-го контура испаряется в парогенераторе, и образующийся пар поступает в турбину 4.
Рис. Принципиальная схема АЭС с ядерным реактором, имеющим водяное охлаждение
При делении 1 г изотопов урана или плутония высвобождается 22 500 квт ч, что эквивалентно энергии, содержащейся в 2800 кг условного топлива. Установлено, что мировые энергетические ресурсы ядерного горючего (уран, плутоний и др.) существенно превышают энергоресурсы природных запасов органического топлива (нефть, уголь, природный газ и др.).
Это открывает широкие перспективы для удовлетворения быстро растущих потребностей в топливе. Кроме того, необходимо учитывать всё увеличивающийся объём потребления угля и нефти для технологических целей мировой химической промышленности, которая становится серьёзным конкурентом тепловых электростанций. Несмотря на открытие новых месторождений органического топлива и совершенствование способов его добычи, в мире наблюдается тенденция к относит увеличению его стоимости. Это создаёт наиболее тяжёлые условия для стран, имеющих ограниченные запасы топлива органического происхождения. Очевидна необходимость быстрейшего развития атомной энергетики, которая уже занимает заметное место в энергетическом балансе ряда промышленных стран мира.
Первая в мире АЭС опытно-промышленного назначения мощностью 5 Мвт была пущена в СССР 27 июня 1954 г. в г. Обнинске. До этого энергия атомного ядра использовалась преимущественно в военных целях. Пуск первой АЭС ознаменовал открытие нового направления в энергетике, получившего признание на 1-й Международной научно-технической конференции по мирному использованию атомной энергии (август 1955, Женева).
Реакторы атомных электростанций с водяным теплоносителем могут работать в водном или паровом режиме. Во втором случае пар получается непосредственно в активной зоне реактора.
В настоящее время наиболее освоены реакторы на тепловых нейтронах. Такие реакторы конструктивно проще и легче управляемы по сравнению с реакторами на быстрых нейтронах. Однако перспективным направлением является использование реакторов на быстрых нейтронах с расширенным воспроизводством ядерного горючего — плутония; таким образом может быть использована большая часть U-238.
На последующем этапе развития атомной энергетики намечается освоение термоядерных реакторов, в которых используется энергия реакций синтеза легких ядер дейтерия и трития.
Типы ядерных реакторов
На атомных станциях России используют ядерные реакторы следующих основных типов:
- водо-водяные с обычной водой в качестве замедлителя и теплоносителя;
- графито-водные с водяным теплоносителем и графитовым замедлителем;
- тяжеловодные с водяным теплоносителем и тяжёлой водой в качестве замедлителя;
- графито-газовые с газовым теплоносителем и графитовым замедлителем.
Выбор преимущественно применяемого типа реактора определяется главным образом накопленным опытом в реакторостроении, а также наличием необходимого промышленного оборудования, сырьевых запасов и т. д. На АЭС США наибольшее распространение получили водо-водяные реакторы. Графито-газовые реакторы применяются в Англии. В атомной энергетике Канады преобладают АЭС с тяжеловодными реакторами.
В зависимости от вида и агрегатного состояния теплоносителя создаётся тот или иной термодинамический цикл АЭС. Выбор верхней температурной границы термодинамического цикла определяется максимально допустимой температурой оболочек тепловыделяющих элементов (ТВЭЛ), содержащих ядерное горючее, допустимой температурой собственно ядерного горючего, а также свойствами тенлоносителя, принятого для данного типа реактора.
На АЭС, тепловой реактор которой охлаждается водой, обычно пользуются низкотемпературными паровыми циклами. Реакторы с газовым теплоносителем позволяют применять относительно более экономичные циклы водяного пара с повышенными начальными давлением и температурой.
Тепловая схема АЭС в этих двух случаях выполняется 2-контурной: в 1-м контуре циркулирует теплоноситель, 2-й контур — пароводяной. При реакторах с кипящим водяным или высокотемпературным газовым теплоносителем возможна одноконтурная тепловая АЭС. В кипящих реакторах вода кипит в активной зоне, полученная пароводяная смесь сепарируется, и насыщенный пар направляется или непосредственно в турбину, или предварительно возвращается в активную зону для перегрева В высокотемпературных графито-газовых реакторах возможно применение обычного газотурбинного цикла. Реактор в этом случае выполняет роль камеры сгорания.
При работе реактора концентрация делящихся изотопов в ядерном топливе постепенно уменьшается, т. е. ТВЭЛы выгорают. Поэтому со временем их заменяют свежими. Ядерное горючее перезагружают с помощью механизмов и приспособлений с дистанционным управлением. Отработавшие ТВЭЛы переносят в бассейн выдержки, а затем направляют на переработку.
К реактору и обслуживающим его системам относятся: собственно реактор с биологической защитой, теплообменники, насосы или газодувные установки, осуществляющие циркуляцию теплоносителя; трубопроводы и арматура циркуляционного контура; устройства для перезагрузки ядерного горючего; системы спец. вентиляции, аварийного расхолаживания и др.
В зависимости от конструктивного исполнения реакторы имеют отличительные особенности: в корпусных реакторах ТВЭЛы и замедлитель расположены внутри корпуса, несущего полное давление теплоносителя; в канальных реакторах ТВЭЛы, охлаждаемые теплоносителем, устанавливаются в специальных трубах-каналах, пронизывающих замедлитель, заключённый в тонкостенный кожух. Такие реакторы применяются в СССР (Сибирская, Белоярская АЭС и др.).
При авариях в системе охлаждения реактора для исключения перегрева и нарушения герметичности оболочек ТВЭЛов предусматривают быстрое (в течение несколько секунд) глушение ядерной реакции; аварийная система расхолаживания имеет автономные источники питания.
Оборудование машинного зала АЭС аналогично оборудованию машинного зала ТЭС. Отличительная особенность большинства АЭС — использование пара сравнительно низких параметров, насыщенного или слабоперегретого.
При этом для исключения эрозионного повреждения лопаток последних ступеней турбины частицами влаги, содержащейся в пару, в турбине устанавливают сепарирующие устройства. Иногда необходимо применение выносных сепараторов и промежуточных перегревателей пара. В связи с тем что теплоноситель и содержащиеся в нём примеси при прохождении через активную зону реактора активируются, конструктивное решение оборудования машинного зала и системы охлаждения конденсатора турбины одноконтурных АЭС должно полностью исключать возможность утечки теплоносителя. На двухконтурных АЭС с высокими параметрами пара подобные требования к оборудованию машинного зала не предъявляются.
Экономичность АЭС определяется её основными техническими показателями: единичная мощность реактора, кпд, энергонапряжённость активной зоны, глубина выгорания ядерного горючего, коэффициент использования установленной мощности АЭС за год. С ростом мощности АЭС удельные капиталовложения в неё (стоимость установленного квт) снижаются более резко, чем это имеет место для ТЭС. В этом главная причина стремления к сооружению крупных АЭС с большой единичной мощностью блоков. Для экономики АЭС характерно, что доля топливной составляющей в себестоимости вырабатываемой электроэнергии 30-40% (на ТЭС 60-70%).
Из-за аварии в Чернобыле в 1986 году программа развития атомной энергетики была сокращена. После значительного увеличения производства электроэнергии в 80-е годы темпы роста замедлились, а в 1992-1993 гг. начался спад. При правильной эксплуатации, АЭС – наиболее экологически чистый источник энергии. Их функционирование не приводит к возникновению “парникового” эффекта, выбросам в атмосферу в условиях безаварийной работы, и они не поглощают кислород.
К недостаткам АЭС можно отнести трудности, связанные с захоронением ядерных отходов, катастрофические последствия аварий и тепловое загрязнение используемых водоемов. В нашей стране мощные АЭС расположены: в Центральном и Центрально-Черноземном районах, на Севере, на Северо-Западе, на Урале, в Поволжье и на Северном Кавказе. Новым в атомной энергетике является создание АТЭЦ и АСТ. На АТЭЦ, как и на обычной ТЭЦ, производится тепловая и электрическая энергия, а на АСТ – только тепловая. АТЭЦ действует в поселке Билибино на Чукотке, строятся АСТ.
Единичная мощность ядерных энергоблоков достигла 1500 МВт. В настоящее время считается, что единичная мощность энергоблока АЭС ограничивается не столько техническими соображениями, сколько условиями безопасности при авариях с реакторами.
Действующие в настоящее время АЭС по технологическим требованиям работают главным образом в базовой части графика нагрузки энергосистемы с продолжительностью использования установленной мощности 6500-7000 ч/год.
Технологическая схема АЭС зависит от типа реактора, вида теплоносителя и замедлителя, а также от ряда других факторов. Схема может быть одноконтурной (рис. а), двухконтурной (рис. б) и трехконтурной (рис. в).
Одноконтурная технологическая схема АЭС
Одноконтурная схема с кипящим реактором и графитовым замедлителем типа РБМК-1000 применена на Ленинградской АЭС. Реактор работает в блоке с двумя конденсационными турбинами типа К-500-65/3000 и двумя генераторами мощностью 500 МВт. Кипящий реактор является парогенератором и тем самым предопределяет возможность применения одноконтурной схемы. Начальные параметры насыщенного пара перед турбиной: температура 284°С, давление пара 7,0 МПа. Одноконтурная схема относительно проста, но радиоактивность распространяется на все элементы блока, что усложняет биологическую защиту.
Двухконтурная технологическая схема АЭС
Двухконтурную схему применяют в водо-водяном реакторе типа ВВЭР. В активную зону реактора подается под давлением вода, которая нагревается до температуры 568-598°С при давлении 12,25-15,7 МПа. Энергия теплоносителя используется в парогенераторе для образования насыщенного пара. Второй контур нерадиоактивен. Блок состоит из одной конденсационной турбины мощностью 1000 МВт или двух турбин мощностью по 500 МВт с соответствующими генераторами.
Трехконтурная технологическая схема АЭС
Трехконтурную схему применяют на АЭС с реакторами на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем типа БН-600. Чтобы исключить контакт радиоактивного натрия с водой, сооружают второй контур с нерадиоактивным натрием. Таким образом схема получается трехконтурной. Реактор БН-600 работает в блоке с тремя конденсационными турбинами К-200-130 с начальным давлением пара 13 МПа и температурой 500°С.
При работе АЭС, не потребляющих органическое топливо (уголь, нефть, газ), в атмосферу не выбрасываются окислы серы, азота, углекислый газ; это позволяет снизить «парниковый эффект», ведущий к глобальному изменению климата.
Во многих странах атомные станции уже вырабатывают более половины электроэнергии (во Франции — около 75%, в Бельгии — около 65%, в России — только 12%).
Уроки аварии на Чернобыльской АЭС (апрель 1986 г.) потребовали существенно (во много раз) повысить безопасность АЭС и заставили отказаться от строительства АЭС в густонаселенных и сейсмоактивных районах. Тем не менее с учетом экологической ситуации атомную энергетику следует рассматривать как перспективную.
Источник: www.gigavat.com
Почему Нововоронежская АЭС
является одним из лидеров
мировой атомной энергетики
В России 2020 год проходит под знаком не только 75-летия Победы в Великой Отечественной войне, но и 75-летия атомной промышленности. Нововоронежская атомная электростанция появилась спустя почти 20 лет после создания в августе 1945 года специального комитета при Государственном комитете обороны СССР для реализации «атомного проекта». Ей суждено было сыграть одну из главных ролей в развитии отечественной и мировой ядерной энергетики. Именно здесь вводились в эксплуатацию водо-водяные энергетические реакторы (ВВЭР), на сегодня самые популярные типы атомных реакторов в мире. С середины ХХ века и до сих пор на Нововоронежской АЭС отрабатываются все решения, связанные со строительством, эксплуатацией, модернизацией и выводом из эксплуатации блоков с ВВЭР.
Ученые всего мира пристально заинтересовались физикой ядра еще в начале ХХ века. И уже до начала Второй мировой войны в СССР появились первые результаты. В 1935 году в радиевой лаборатории (сейчас — Радиевый институт имени В.Г. Хлопонина) ученым на первом в Европе циклотроне удалось получить первый пучок ускоренных протонов.
В 1940 году участники семинара, организованного одним из отцов-основателей ядерной физики Игорем Курчатовым, Георгий Флеров и Константин Петржак открыли самопроизвольное деление ядер урана. За это молодые физики получили Госпремию СССР. В том же году была утверждена программа работ по изучению реакций деления урана.
Один из отцов-основателей атомной энергетики Игорь Курчатов. Фото: архив ПО «Маяк»/Дмитрий Переверзев
Однако дальнейшую работу по освоению атома затормозила война. Но и в это непростое время ученые не переставали думать о ядерной физике. Ушедший на фронт добровольцем Георгий Флеров в 1942 году оказался в Воронеже и в библиотеке Воронежского госуниверситета обнаружил, что в мировых научных журналах нет информации по исследованию урана от ученых США.
Молодой физик немедленно сообщил об этом в Государственный комитет обороны СССР. Практически одновременно с этим властям стало известно, что США и Германия создают новое оружие. Уже в 1943 году под руководством Игоря Курчатова началось строительство лаборатории № 2 Академии наук СССР, которая позднее стала Институтом атомной энергии.
В 1946 году в СССР был создан первый в Европе уран-графитовый реактор, позволивший контролировать цепную реакцию деления ядра. Спустя три года была испытана первая советская атомная бомба. Но вместе с тем ученые понимали, что ядерная энергетика не может служить только военным целям, что она не меньше, а то и больше пользы принесет на службе миру. «Атом должен быть рабочим, а не солдатом», — сформулировал Игорь Курчатов. И в 1954 году в Обнинске была построена первая в мире атомная электростанция. Ее мощность составила 5 МВт.
Перед учеными встала новая амбициозная задача — как увеличить мощность реакторов в десятки раз, чтобы обеспечить электроэнергией активно развивающуюся промышленность. Одним из знаковых стало майское совещание 1955 года в Министерстве среднего машиностроения СССР с участием крупных ученых. По его итогам уже в июне Игорь Курчатов создает техническое задание на реактор ВЭС-2, позже получивший известность как водо-водяной энергетический реактор (ВВЭР).
В августе 1955 года Совет министров СССР распределил полномочия по строительству атомных электростанций и созданию ядерных реакторов. Генеральное проектирование АЭС оказалось в ведении Министерства электростанций и строительства электростанций. Разработку реакторов возложили на Минсредмаш. А эскизным проектом ВВЭР мощностью 150 тыс. кВт с парогенераторами занялось Министерство тяжелого машиностроения.
В октябре 1955 года правительство приняло решение о строительстве Белоярской и Нововоронежской атомных электростанций.
И если на Белоярской АЭС использовалась технология на быстрых нейтронах, то Новововоронежская станция всегда работала на реакторах типа ВВЭР — благодаря обкатке этой передовой технологии НВ АЭС и стала одним из мировых лидеров в освоении ядерной энергетики.
Первый энергоблок НВ АЭС был запроектирован на тепловую мощность 760 МВт и электрическую 210 МВт. По традиции серию реактора называют согласно электрической мощности, первый блок получил название ВВЭР-210. Он разрабатывался группой ученых во главе с академиком Анатолием Александровым и под личным контролем Игоря Курчатова. С тех пор базовые принципы работы реактора не менялись.
В самом реакторе протекает управляемая цепная реакция, во время которой уран-235 выделяет огромное количество тепла. Оно отводится из активной зоны теплоносителем. На ВВЭР им стала вода.
Сам энергоблок состоит из двух контуров. Первый — радиоактивный. Здесь расположены реактор и циркуляционные петли, состоящие из насосов и парогенераторов. К одной из петель — а их количество разнится в зависимости от серии ВВЭР — подключен компенсатор давления.
Он контролирует давление воды в реакторе, которая здесь является не только теплоносителем, но и замедлителем нейтронов. На ВВЭР с самого первого момента и до сих пор используется горизонтальный тип парогенераторов. С помощью него выработанная энергия поступает во второй, нерадиоактивный, контур, где также расположены различные насосы и турбина. Последние благодаря поступающему пару начинают вращать генератор, который и вырабатывает электрический ток. Охлаждается энергоблок с помощью воды — эту систему также иногда называют третьим контуром.
Площадка НВ АЭС использовалась не только для обкатки самой технологии подобных энергоблоков, при строительстве и работе атомной станции предстояло выяснить, насколько ядерное топливо будет эффективным для выработки электроэнергии в промышленном масштабе, установить данные о надежности и безопасности производства энергии, а также экономике этого процесса.
В декабре 1963 года состоялся физический пуск первого реактора НВ АЭС, а в сентябре 1964 года — энергетический пуск.
К 1 января 1965 года энергоблок достиг проектной мощности в 210 МВт. На тот момент он являлся самым мощным реактором в мире.
РЕАКТОР
Основой станции является реактор — конструктивно выделенный объем, куда загружается ядерное топливо и где протекает управляемая цепная реакция. Уран-235 делится медленными (тепловыми) нейтронами. В результате выделяется огромное количество тепла.
ПАРОГЕНЕРАТОР
Тепло отводится из активной зоны реактора теплоносителем — жидким или газообразным веществом, проходящим через ее объем. Эта тепловая энергия используется для получения водяного пара в парогенераторе.
ЭЛЕКТРОГЕНЕРАТОР
Механическая энергия пара направляется к турбогенератору, где она превращается в электрическую и дальше по проводам поступает к потребителям.
В 1969 году был введен в эксплуатацию второй энергоблок с реактором ВВЭР-365.
Увеличить мощность удалось в том числе за счет изменения типа кассет тепловыделяющих элементов, для чего, в свою очередь, пришлось изменить конструкцию самих элементов.
Пуск второго энергоблока позволил до конца отладить технологию и задуматься о серийном производстве ВВЭР: работа первых нововоронежских реакторов подтвердила возможность создания надежного промышленного производства энергии на ядерном топливе.
Первые «серийники» также появились на НВ АЭС — ими стали энергоблоки с ВВЭР-440. В 1971 и 1972 годах начали вырабатывать электричество третий и четвертый энергоблоки с реакторами этого типа. Они убедительно доказали конкурентоспособность атомных электростанций и стали базой для продажи этой технологии по всему миру.
Исследования показали, что атомные станции являются более чем достойной альтернативой угольным станциям. Так, от 1 кг урана можно получить в 88 тыс. раз больше энергии, чем от 1 кг угля. При этом в процессе работы АЭС не происходит выбросов углекислоты.
При этом технология продолжала развиваться. Специалистам удалось практически вдвое увеличить мощность реактора по сравнению с ВВЭР-440: первый в мире энергоблок-«тысячник» ВВЭР-1000 также появился на НВ АЭС. Он был включен в сеть в 1980 году и стал головным в серии подобных реакторов. На сегодняшний день — это самый популярный в мире тип реактора.
Всего на атомных станциях эксплуатируются 60 реакторов разного типа, 37 из них из серии ВВЭР-1000. Мощность энергоблока повышена благодаря изменению характеристик, включая объем активной зоны. На «тысячнике» по сравнению с ВВЭР-440 она была увеличена почти в 1,5 раза. Также была повышена энергонапряженность топлива и увеличен расход теплоносителя через реактор. Рост мощности потребовал и соответствующих решений по безопасности — впервые на НВ АЭС была построена сверхпрочная герметичная оболочка, защищающая окружающую среду от выбросов радиоактивных веществ.
Уже в новом веке нововоронежские атомщики снова включились в амбициозный проект: «АЭС-2006» призван создать энергоблоки поколения «3+» с улучшенными технико-экономическими показателями и современнейшими системами защиты. Так, неподалеку от НВ АЭС появилась НВ АЭС-2. Позже обе атомные станции были объединены. Здесь появились два инновационных энергоблока — шестой и седьмой по счету для станции — с реакторами типа ВВЭР-1200. У этих реакторов вдвое, до 60 лет, увеличен срок службы.
Шестой блок введен в эксплуатацию в 2017 году, седьмой — в 2019 году. Они также стали прототипами новейшей технологии, по которой уже возводится несколько АЭС в России и за рубежом.
ВВЭР — водо-водяной энергетический реактор. Имеет два контура, один радиоактивный, один нет. В качестве замедлителя и теплоносителя используется вода. Тепловыделяющие элементы в активной зоне нагревают воду, которая с помощью парогенератора подается на турбину. Турбина же приводит в действие электрогенератор, от которого ток уже идет потребителям.
Вода одновременно и охлаждает реактор, не давая ему перегреваться. При замене топлива необходимо останавливать работу энергоблока.
БН — быстрый натриевый. Имеет три контура, один радиоактивный, два нет. Замедлители не используются, теплоносителем является натрий. В первом контуре он циркулирует в активной зоне реактора. Через теплообменник выделяемое тепло поступает во второй контур с нерадиоактивным натрием.
Затем оно подается уже на третий контур, где теплоносителем становится вода. Она испаряется, а пар идет на турбину и электрогенератор. Вода же выступает и охладителем, но только на третьем контуре. При перегрузке топлива необходима остановка реактора. При этом работа БН позволяет использовать ядерное топливо не только для производства электроэнергии, но также и для получения нового топлива.
РБМК — реактор большой канальной мощности. Имеет один контур. Замедлителем является графит, теплоносителем — вода. Нейтроны проходят через графит и снова возвращаются в тепловыделяющие элементы, теряя часть энергии. Вода циркулирует по замкнутому контуру. Кипящий реактор сам и выступает парогенератором, от которого работают турбины.
Вода служит и охладителем. Технология не требует остановки реактора при замене топлива, но одноконтурная система усложняет биологическую защиту, так как радиоактивность распространяется на все элементы блока. После аварии на Чернобыльской АЭС, где использовался РБМК, проект по строительству новых блоков с этим типом реактора был свернут.
Первые два блока НВ АЭС были выведены из эксплуатации в соответствии с расчетным сроком службы в 20 лет. В 1984 году остановился первый реактор, в 1990 году — второй. Однако еще раньше специалисты атомной станции и ученые задумывались о том, можно ли продлить срок работы ВВЭР.
Помимо исследовательской преследовалась и экономическая цель: модернизация реактора в разы дешевле строительства нового. Работы по продлению сроков эксплуатации также доверили нововоронежским атомщикам. Третий и четвертый блоки с ВВЭР-440 и 30-летним сроком эксплуатации должны были быть остановлены в 2001 и 2002 годах, но в итоге прослужили куда больше.
Одной из главных технологий при модернизации стал отжиг реактора. Эта процедура позволяет восстановить свойства металла корпуса, в первую очередь, пластичность: они теряются под длительным воздействием излучения и высоких температур. Впервые в мире отжиг был проведен именно при продлении срока эксплуатации третьего блока НВ АЭС. «Это был первый экспериментальный опыт.
Именно у нас было создано и испытано оборудование для проведения восстановительного отжига. Сейчас эта процедура проводится на всех энергоблоках, которые идут на продление срока эксплуатации», — говорит заместитель главного инженера по эксплуатации второй очереди НВ АЭС Андрей Меремьянин. По его словам, установка для отжига существует в единственном экземпляре, и с ее помощью отжигают все реакторы серии ВВЭР-440. Для этого корпус реактора нагревают до 475 °C, при этой температуре выдерживают 150 часов и затем дают медленно остыть. Благодаря этой процедуре срок эксплуатации реакторной установки может быть продлен на 10−30 лет.
В 2016 году третий энергоблок был окончательно остановлен. Но, даже не производя энергию, он еще послужил НВ АЭС. Подходил к концу и уже продленный срок эксплуатации четвертого блока, однако было решено модернизировать его еще раз. В 2017 году впервые в мире нововоронежские атомщики начали повторное продление срока эксплуатации ВВЭР-440.
Работы завершились в 2018 году, а суммарный срок службы четвертого блока составит 60 лет. При повторной модернизации и был использован ресурс энергоблока № 3. В частности, пригодились каналы безопасности: их количество на энергоблоке № 4 увеличилось вдвое, до четырех. Кроме того, блочный щит управления третьего блока стал резервным для четвертого.
При этом, по словам Андрея Меремьянина, часть оборудования 1960-х «прекрасно справляется со своими задачами»: «Все переделывать нет никакого смысла. Также это традиции, которые мы храним. В том числе дизайн. Он несколько архаичен, но привычен для людей, которые здесь работают, и абсолютно отвечает тем задачам, которые стоят перед блочным щитом».
Источник: vrn-pro.kommersant.ru
Инновационная технология строительства плавучих атомных электростанций
ПЛАВУЧАЯ АЭС НА «ПО «СЕВМАШ»
Во второй половине 80-х годов XX века начался интенсивный процесс снятия с эксплуатации и вывода из состава ВМФ России атомных подводных лодок (АПЛ). Это было связано как с истечением сроков службы, так и с выполнением Российской Федерацией международных обязательств по сокращению вооружений. Основные результаты работ по утилизации трех поколений АПЛ представлены в таблице.
| Выведено АПЛ из состава ВМФ | 198 |
| Утилизировано АПЛ | 164 |
| АПЛ в ожидании утилизации | 34 |
В настоящее время период активной утилизации АПЛ, когда ежегодно утилизировалось с формированием одно — или трехотсечных блоков более 10 АПЛ в год, закончился. АПЛ 1-го поколения практически полностью утилизированы (за исключением аварийных АПЛ). Второе поколение также в основном выведено из эксплуатации и утилизировано по принятой схеме. В течение последующих нескольких лет будет происходить вывод из эксплуатации и утилизация 2 – 5 АПЛ 2-го и 3-го поколений в год.
В настоящее время для решения проблем хранения реакторных отсеков (РО), обращения с радиоактивными отходами (РАО), образующимися при утилизации, необходимо создание дополнительной инфраструктуры, включающей строительство пунктов долговременного хранения реакторных отсеков (ПДХ), региональных центров по кондиционированию и хранению РАО, причальных стенок, реконструкция железнодорожных коммуникаций и т.д. Все это требует привлечения значительных финансовых и трудовых ресурсов. Масштаб решаемых задач иллюстрирует рис.1, на котором показана одна из площадок долговременного хранения реакторных отсеков утилизированных АПЛ.
Общая сумма затрат на строительство наземного хранилища на 120 РО в Сайда-губе превышает 300 млн. евро.
Рисунок 1. Площадка долговременного хранения реакторных отсеков.
Предполагается, что РО в ПДХ должны храниться в течение 75-100 лет, после чего должен быть окончательно решен вопрос об их утилизации. Учитывая, что массы РО АПЛ относительно не велики (около 1000 тонн), а ПДХ расположены далеко от сталеплавильных предприятий, их окончательная утилизация (окончательная разделка и переплавка стали) экономически сомнительна.
При решении вопроса об окончательной утилизации следует также учитывать, что в РО загружаются твердые радиоактивные отходы, образующиеся при утилизации АПЛ.
Значительная часть ядерных энергетических установок (ЯЭУ) выводимых из эксплуатации АПЛ 2-го и 3-го поколений не выработали назначенные ресурсные показатели и в основном находятся в хорошем состоянии.
В настоящее время в России развертывается программа строительства плавучих атомных электростанций малой мощности. Энергоблоки плавучих АЭС планируется создавать на базе судовых реакторных установок типа КЛТ-40 (прототипом являлся реактор ОК-900), хорошо зарекомендовавших себя при эксплуатации на атомных судах. Так, например, ЯЭУ атомного ледокола «Арктика» (реактор ОК-900) успешно эксплуатировалась с 1975 по 3 октября 2008 годы; за 176384 часа эксплуатации при средней мощности 63,1 МВт энерговыработка составила 11132456 МВт*часов. Следует отметить, что реакторная установка ледокола имела проектный ресурс 90000 часов при работе на номинальной мощности 170 МВт, и, следовательно, энерговыработка реактора могла бы составить 15,5 млн. МВт*часов.
ЯЭУ АПЛ принципиально ничем не отличаются от ледокольных установок. По существу, технология лодочных реакторов с водой под давлением создала основу и для атомных станций с корпусными реакторами.
«Мы всегда стремились создать атомные энергетические установки двойного назначения, ибо создание военной и гражданской техники на основе единой технологии очень эффективно для совершенствования и той и другой» – так считает академик Н.С. Хлопкин. Именно в ЯЭУ АПЛ были использованы технические решения, которые сегодня стали обязательными для большой атомной энергетики: активные зоны обладали обратными отрицательными связями по температурам топлива и замедлителя, а сами ЯЭУ имели защитное ограждение в виде прочного корпуса РО.
Эксперты из РНЦ «Курчатовский институт» при разработке концепции строительства подземных АЭС еще в 1993 году отмечали, что «благодаря малым габаритам и массе можно использовать корабельные решения по энергетическим установкам и в подземных атомных электростанциях. Комплексная автоматизация, герметичное исполнение оборудования, сведение к минимуму жидких и газообразных отходов, отработанность технологии и высокое качество изготовления благодаря выполнению большей части монтажных работ на машиностроительных заводах — все эти свойства очень хорошо вписываются в концепцию подземной АЭС».
Корпуса реакторов относятся к оборудованию с длительным циклом производства и являются наиболее дорогостоящими частями ЯЭУ. Единственным предприятием, которое в настоящее время производит подобное оборудование, являются «Ижорские заводы». Технологический цикл изготовление корпуса реактора в зависимости от типа реактора составляет 2-3 года. Учитывая не беспредельные производственные возможности «Ижорского завода», по мнению авторов не целесообразно загружать его дополнительными заказами для плавучих АЭС.
Также следует учитывать, что стоимость изготовления реакторов для плавучей АЭС составляет по разным оценкам от 40 до 60 % общей стоимости станции. Таким образом, при строительстве плавучих АЭС представляется экономически целесообразным использовать готовые РО выводимых из эксплуатации АПЛ.
Для данных целей в полной мере подходят эксплуатируемые или находящиеся на этапах вывода из эксплуатации и временного хранения на плаву АПЛ 2-го — 3-го поколений (общее количество таких АПЛ составляет примерно 140 единиц [3]). Использование уже сформированных в процессе утилизации АПЛ 1-3 отсечных РО подлежит отдельному рассмотрению в каждом конкретном случае.
ЯЭУ гражданского и военного назначения имеют незначительные конструктивные различия. Предполагаемые к утилизации АПЛ 2-го поколения имеют по 2 реактора тепловой мощностью 90 МВт, АПЛ 3-го поколения − по 1-2 реактора тепловой мощностью 180 МВт.
В докладе будет рассмотрена одна из составляющих, оказывающая существенное влияние на безопасность использования ЯЭУ утилизируемых АПЛ – охрупчивание корпусной стали реактора под воздействием потока быстрых нейтронов. Материал корпусов реакторов гражданского и военного назначения одинаков – сталь типа 15Х2МФАА.
Работа ЯЭУ на парциальных нагрузках существенно уменьшает выработку ресурса корпуса реактора, который определяется сдвигом критической температуры хрупкости материала корпуса, обусловленной, главным образом, флюенсом быстрых нейтронов. Исследования основного металла и металла сварных швов корпусов реакторов атомного ледокола «Ленин», выполненные после снятия его с эксплуатации при выработке ресурса 106700 часов, подтвердили возможность продления проектного часового ресурса корпусов реакторов, работавших на мощностях меньше номинальной.
Для исследования возможности применения ЯЭУ утилизируемых АПЛ авторами была проведена оценка охрупчивания корпусов реакторов АПЛ с использованием стандартных методик и эксплуатационных параметров, достигнутых реакторами ледокола «Арктика».
Критическая температура хрупкости материала корпуса реактора (Тк) является фактором, ограничивающим срок его службы, и определяется суммой
ТК = ТК0 + ΔТТ + ΔТN + ΔТF, (1)
где ТК0 – критическая температура хрупкости материала в исходном состоянии,
ΔТТ – сдвиг критической температуры хрупкости вследствие температурного старения;
ΔТN – сдвиг критической температуры хрупкости вследствие циклической повреждаемости (для судовых ЯЭУ ΔТN не является определяющим фактором, и может быть принят равным нулю);
ΔТF – сдвиг критической температуры хрупкости вследствие нейтронного облучения.
Используя стандартные зависимости, рассчитаем величину флюенса быстрых нейтронов Fn на корпусе реактора ледокола «Арктика»:
Fn = F0*(ТF/AF)3 = 1018*(110/23)3 = 1,1•1020 см — 2 , (2)
где AF – коэффициент охрупчивания нижнего сварного шва;
F0 = 1018 см — 2 – пороговое значение флюенса;
ТF = 110 0С – сдвиг критической температуры вязко-хрупкого перехода в результате облучения.
В этом случае средняя плотность потока быстрых нейтронов на корпусе реактора за время эксплуатации τ составит
φб = Fn/τ = 1,1•1020/176384•3600 = 1,73•1011см – 2c – 1, (3)
и, следовательно, время работы реактора на средней за время эксплуатации мощности составляет
τ = Fn/φб •3600 = 1,1•1020/1,73•1011•3600 = 176622 часа. (4)
Полученный результат хорошо согласуется с зарегистрированным временем работы реактора ледокола «Арктика», что означает – сдвиг критической температуры вязко-хрупкого перехода был принят правильно. Опираясь на эти данные и учитывая, что плотности потоков быстрых нейтронов в реакторах ледоколов и АПЛ примерно одинаковы, можно предположить, что реакторы утилизируемых АПЛ способны достигать энерговыработки 11 – 12 миллионов МВт*часов и больше.
ЯЭУ утилизируемых АПЛ, по мнению специалистов, далеки от выработки ресурсных показателей. Специфика эксплуатации АПЛ заключается в том, что доля режимов работы ЯЭУ на нагрузках, близких к максимальным, невелика. Кроме этого, начиная с 90-х годов ХХ столетия, АПЛ не так часто выходили в море.
Учитывая, что номинальная мощность реакторов АПЛ 2-го поколения составляет 90 МВт, средняя мощность за время эксплуатации большинства из них не превышала 30%, т.е. 27 МВт, а время работы на мощности составляло около 40000 часов, получим энерговыработку порядка 1,08 млн. МВт*часов.
Считая плотности потоков нейтронов в реакторах ледоколов и АПЛ близкими по значению, и также полагая, что значения плотностей нейтронных потоков пропорциональны мощности реакторов, а, следовательно, флюенс быстрых нейтронов на корпус реактора пропорционален его энерговыработке, имеем значение флюенса при энерговыработке 1,08 млн. МВт*часов Fn = 1,07∙1019 см – 2. При этом сдвиг критической температуры вязко-хрупкого перехода для материала корпусов реакторов АПЛ составит
ТF = Aw*(Fn/F0)1/3 = 23*(1,07∙1019/1018)1/3 ≈ 49,5 0С. (5)
Следовательно, остаточный ресурс корпуса реактора АПЛ по флюенсу быстрых нейтронов на корпусе составляет 10 — 11 миллионов МВт*часов, а возможно, и более.
Расчет флюенса быстрых нейтронов на корпусе реактора сопряжен с определенными трудностями:
− в конце кампании активной зоны происходит увеличение плотности потока нейтронов;
− нет точной информации о плотности потока нейтронов в реакторе (особенно быстрых нейтронов);
− за время эксплуатации реактора в нем «сжигается» несколько активных зон, что приводит к накоплению ошибки в определении флюенса;
− в судовые реакторы не загружаются образцы-свидетели, позволяющие судить об изменении физико-механических свойств корпусной стали.
Точнее чем флюенс быстрых нейтронов, в результате эксплуатации определяется энерговыработка реактора. Поэтому значительный интерес представляет зависимость сдвига критической температуры в результате нейтронного облучения от энерговыработки реактора. Очевидно, что эта зависимость будет иметь такой же вид
где Aw – коэффициент охрупчивания, обусловленный энерговыработкой,
W – достигнутая энерговыработка,
W0 – пороговая энерговыработка.
Данная зависимость справедлива в диапазоне изменения энерговыработки от 1*106 МВт*час до 3*107 МВт*час. Так как ректоры всех судовых ЯЭУ изготавливаются по одинаковой технологии из стали 15Х2МФАА и имеют примерно одинаковую толщину железо-водной защиты корпуса, то при проведении расчета принималось, что Aw = 49,5.
Полученная зависимость позволяет прогнозировать сдвиг критической температуры хрупкости в результате нейтронного облучения материала корпусов судовых реакторов от энерговыработки (рис. 2). Анализ кривой показывает, что судовые реакторы способны достигать энерговыработки 15,5*106 МВт*часов, при этом сдвиг критической температуры хрупкости не превысит 125 0 С.
Рисунок 2. Прогноз сдвига критической температуры хрупкости от нейтронного облучения для судовых реакторов.
Таким образом, остаточный ресурс ЯЭУ 2-го поколения может достигать максимальной величины 14,4•106 МВт*часов (реально около 10*106 МВт*часов). Отсюда следует, что при использовании ЯЭУ утилизируемых АПЛ 2-го поколения в составе энергомодулей плавучих АЭС, работающих с КИУМ (коэффициент использования установленной мощности) = 0,7, они смогут работать около 25 лет до утилизации.
Если считать, что для АПЛ 3-го поколения средний уровень мощности составляет как на АПЛ 2-го поколения приблизительно 30 % или 54 МВт, а время работы на этой мощности около 30000 часов, то получим энерговыработку 1,62*106 МВт*часов. Тогда остаточный ресурс корпусов этих реакторов по энерговыработке составит около 13,9*106 МВт*часов. При работе на плавучих АЭС с КИУМ = 0,7 возможное время эксплуатации этих реакторов составит примерно 110 тысяч часов или примерно12,5 лет.
Таким образом, основной фактор, определяющий ресурс работы материала корпуса реактора – сдвиг критической температуры хрупкости в результате нейтронного облучения реакторов АПЛ, не является основанием для отказа от использования реакторных установок утилизированных АПЛ в качестве энергетических модулей для плавучих АЭС.
Примерная методология решения этого вопроса может быть представлена схемой на рисунке 3.
Рис. 3. Методологическая схема решения вопроса об использовании ЯЭУ АПЛ в качестве энергетического модуля на плавучей АЭС.
Кроме того, высокая надежность и живучесть ЯЭУ подтверждена как многолетним опытом эксплуатации, так и имевшей место гибелью подводных лодок. Реакторы всех затонувших АПЛ были надежно заглушены, при этом ни разу не было зарегистрировано радиационного загрязнения акватории. Последним примером тому служит катастрофа АПЛ «Курск» (август 2000г.).
По достижении предельной энерговыработки характеристики ударной вязкости металла корпусов реакторов могут быть восстановлены путем сухого низкотемпературного отжига, технология которого разработана и используется в нашей стране уже многие годы. C 1987 по 1992 годы был выполнен восстановительный отжиг 12 корпусов реакторов ВВЭР-440 в России, Германии, Болгарии и Чехословакии. При одном из первых отжигов на материале сварного шва, облученном до флюенса 1020 см-2 была исследована зависимость восстановления критической температуры (Тк) от температуры отжига при времени отжига 150 часов. В ходе экспериментов было установлено, что практически во всех случаях ударная вязкость восстанавливалась до значений, соответствующих необлученному материалу, и максимальное восстановление свойств облученной корпусной стали 15Х2МФАА при температуре отжига 460 – 4700С происходит за время, равное 170 часам.
Планируемый ресурс реакторов КЛТ-40С, которые планируется устанавливать на плавучих АЭС, составляет 40 лет, причем один раз в 10 лет станции должны буксироваться на судостроительные предприятия для ремонта. Если на плавучей АЭС будут применены РО утилизированных АПЛ, то во время планового ремонта может быть выполнен отжиг корпусов реакторов, в результате чего временной ресурс будет удвоен и практически совпадет с ресурсом вновь построенных корпусов реакторов КЛТ-40С.
Отдельный вопрос – это возможность использования паротурбинной установки (ПТУ) утилизируемой АПЛ. Тепловая схема ПТУ АПЛ отличается от проектируемых на плавучей АЭС отсутствием термического деаэратора питательной воды (установка которого не представляет затруднений) и большей частотой вращения главной турбины. Вопрос о варианте использования главной турбины может решаться двояко. Во-первых, уменьшение частоты вращения главной турбины до 3000 оборотов в минуту несколько снизит ее мощность, но позволит ей работать совместно с турбогенератором, вырабатывающим ток частотой 50 Герц. Избыток пара при этом можно использовать для передачи на берег тепловой энергии через промежуточный теплообменник.
Во-вторых, использование главной турбины во всем диапазоне частот вращения потребует применения статических преобразователей частоты для выдачи в сеть электроэнергии требуемого качества. В обоих вариантах использования главной турбины можно отказаться от использования вспомогательных турбогенераторов, заменив их трансформаторами собственных нужд плавучих АЭС.
Вспомогательные турбогенераторы заменяются дизельгенераторами, мощность которых обеспечивает расхолаживание обеих установок и ввод в работу одной из ЯЭУ. Это позволит использовать излишки пара для выработки тепловой энергии. Кроме того, при использовании ЯЭУ АПЛ на плавучем энергоблоке не будет необходимости в применении паровых холодильных машин, в результате чего образуются излишки пара, который можно использовать как в деаэраторе, так и для выработки тепловой энергии с передачей ее на берег. Таким образом, оборудование ПТУ утилизируемых АПЛ также может быть использовано в составе энергетического модуля на плавучих АЭС.
Утилизируемые атомные подводные лодки 2-го и 3-го поколений имеют широкий диапазон мощностей реакторов от 70 до 190 МВт и главных турбин от 15 до 37 МВт. Это позволяет подобрать для использования на плавучих АЭС требуемые мощности главного энергетического оборудования.
Стоимость строительства плавучей АЭС «под ключ» оценивается более чем в $150 миллионов [8], при этом она, приблизительно на 80% определяется стоимостью ЯЭУ и ПТУ [9]. Использование ЯЭУ утилизируемых АПЛ позволит заметно уменьшить эту стоимость.
Масса РО двух реакторной установки утилизируемых АПЛ 2-го поколения составляет около 1200 тонн, а 3-го – около 1600 тонн. Это позволяет использовать реакторные и турбинные отсеки в качестве единого энергетического модуля, монтируемого на плавучей АЭС. В этом случае мы получим ранее построенную и оплаченную ЯЭУ в защитной оболочке, функцию которой выполняет прочный корпус АПЛ. Один из возможных вариантов такой конструкции плавучей АЭС показан на рис. 4.
Рисунок 4. Вариант размещения энергетического модуля (реакторного отсека АПЛ) на плавучих АЭС.
Использование предлагаемой технологии неизбежно столкнется с рядом проблем, которые необходимо решать уже в ближайшее время. К таким проблемам можно отнести:
− отсутствие процедуры перевода ЯЭУ военного назначения в ЯЭУ мирного использования атомной энергии;
− отсутствие анализа соответствия ЯЭУ АПЛ 2-3 поколений требованиям нормативных документов Ростехнадзора и Минздравсоцразвития по плавучим АЭС;
− необходимость обоснования остаточного ресурса, а также возможность продления назначенных ресурсных показателей основного оборудования ЯЭУ по каждой выведенной из эксплуатации АПЛ;
− необходимость изменения конструкции строящихся или проектируемых плавучих АЭС.
Для решения указанных проблем необходимо проведение значительного комплекса НИОКР.
Также следует отметить, что использование РО утилизируемых АПЛ не исчерпывается их применением для плавучих АЭС. Возможными вариантами применения может быть их использование при строительстве подземных АЭС.
Выводы:
1. Предлагаемая инновационная технология использования ЯЭУ утилизируемых АПЛ позволит:
− значительно сократить затраты на строительство плавучих АЭС и сократить время их строительства и окупаемости;
− снизить затраты на утилизацию АПЛ;
− значительно уменьшить количество радиоактивных отходов и затраты на обращение с ними;
− в полной мере использовать потенциал ЯЭУ АПЛ:
− в процессе эксплуатации ЯЭУ утилизируемых АПЛ в составе плавучей АЭС осуществить финансирование будущей утилизации РО.
2. Для внедрения указанной технологии необходимо уже в ближайшее время развернуть комплекс НИОКР, позволяющий научно обосновать техническую возможность использования РО утилизируемых АПЛ для проектируемых плавучих АЭС.
Источник: www.atomic-energy.ru