/
Tags: электротехника общее машиностроение технология машиностроения ядерная энергетика (атомная энергетика)
ISBN: 5-283-04489-0
Text
В. А. ИВАНОВ
ЭКСПЛУАТАЦИЯ
АЭС
Рекомендовано Комитетом по высшей
школе Миннауки России в качестве учебника
для студентов высших учебных заведений,
обучающихся по направлению "Теплоэнерге-
тика" и специальности "Атомные электро-
станции и установки".
Санкт-Петербург
ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ
Санкт-Петербургское отделение
1994
ББК 31.47
И 20
УДК 621.311.25:621.039(075.8)
Издание выпущено в счет дотации, выделенной Комитетом РФ по печати
Рецензенты:
кафедра АЭС МЭИ (зав. кафедрой А.С.Монахов),
кафедра АЭС КПИ (зав. кафедрой В.И.Коньшин)
Иванов В.А.
И 20 Эксплуатация АЭС: Учебник для вузов. — СПб.: Энергоатом-
издат, Санкт-Петербургское отд-ние. 1994. — 384 с, ил.
ISBN 5-283-04489-0
Систематически изложены основы эксплуатации реакторного и тепло-
механического оборудования АЭС с реакторами различных типов, проте-
кающие при эксплуатации физические процессы и вопросы выбора рацио-
нальных способов ведения эксплуатационных режимов. Первостепенное
внимание уделено вопросам обеспечения безопасной эксплуатации АЭС
Учебник предназначен для студентов вузов,обучающихся по специаль-
ности "Атомные электростанции и установки". Может быть полезен спе-
циалистам, занимающимся проектированием, изготовлением, монтажом,
наладкой, эксплуатацией и ремонтом АЭС.
2205000000-110
И ■ Без объявл.
051 (03) -94
ISBN 5-283-04489-0
ББК 31.47
©В.А.Иванов, 1994
ПРЕДИСЛОВИЕ
Обширна сфера возможной деятельности выпускников вузов по
специальности 10.10 "Атомные электростанции и установки": научный
прогноз будущих этапов атомной энергетики, определение стратегии
ее развития, необходимых пропорций между различными типами АЭС,
выбор типоразмеров оборудования перспективных электростанций,
оптимизация параметров и структуры энергоблоков и формирование
на этой основе заказов энергомашиностроительным предприятиям
на проектирование нового энергетического оборудования; проекти-
рование конкретных атомных электростанций, проектирование ядер-
ных энергетических установок, монтаж и наладка оборудования,
эксплуатация реакторного и тепломеханического оборудования АЭС,
его ремонт и др. Одно из главных направлений этой специальности —
подготовка эксплуатационного персонала АЭС
Глубокое знание вопросов эксплуатации необходимо не только
персоналу электростанций, но и специалистам, занимающимся проекти-
рованием АЭС, их автоматизацией, монтажом, наладкой и ремонтом
энергетического оборудования, а также конструкторам энергомашино-
строительных предприятий, создающих это оборудование. Следует
четко представлять, что качество выполняемых проектов того или
иного энергетического агрегата и электростанции в целом выявляется,
в конечном счете, именно в процессе эксплуатации, что только в экс-
плуатации, а не на заводе, производящем оборудование, и не в кон-
структорских бюро, проектирующих его, может быть достигнута пре-
дусмотренная проектом эффективность использования топлива. Лю-
бая же неудача проекта, низкое качество изготовления, монтажа и ре-
монта оборудования приводит к перерасходу топлива, снижению надеж-
ности оборудования, а порой может оказаться причиной тяжелых
аварий.
Основу эксплуатационной подготовки инженеров-физиков-тепло-
энергетиков составляет курс "Режимы работы и эксплуатации АЭС".
К началу его изучения студенты прослушали курсы "Ядерная и нейтрон-
ная физика", "Техническая термодинамика", "Гидрогазодинамика",
"Теория тепло- и массообмена", "Ядерные энергетические установки",
"Теория и конструкции ядерных реакторов", "Парогенераторы АЭС",
"Паровые и газовые турбины", "Атомные электрические станции"
и др., знание которых необходимо для эффективного усвоения мате-
риала.
Практическая реализация той или иной технологии эксплуатации
производится автоматизированной системой управления технологи-
ческими процессами. Этим обусловлена глубокая взаимосвязь курсов
"Эксплуатация АЭС" и "Автоматизация АЭС". Технологический про-
цесс эксплуатации в большой мере предопределяет безопасность АЭС,
что, в свою очередь, устанавливает тесную связь и взаимное проникно-
3
вение курсов "Эксплуатация АЭС" и "Безопасность ядерных энергети-
ческих усыновок". По мнению автора, все эти курсы должны изучаться
в тесном согласовании друг с другом.
В основу предлагаемого учебника положен курс, читаемый автором
студентам Санкт-Петербургского государственного технического уни-
верситета. При написании учебника обобщены опыт эксплуатации АЭС
с реакторами различных типов и научно-исследовательские работы
многих отечественных и зарубежных организаций по совершенство-
ванию эксплуатационных режимов, в том числе многолетние исследо-
вания, выполненные под руководством и при непосредственном участии
автора кафедрой атомных и тепловых энергетических установок.
Автор выражает глубокую благодарность за предоставленные мате-
риалы, использованные в книге, и ценные советы докторам техн. наук
Е. И. Игнатенко, А. П. Еперину, кандидатам техн. наук В. В. Зверкову
Ю. В. Коломцеву, Ю. Н. Пыткину, инженерам А. А. Земскову,
М. П. Уманцу и Б. А. Трофимову. Автор приносит искреннюю благо-
дарность за тщательное рецензирование рукописи и сделанные при этом
ценные замечания и пожелания коллективам кафедр "Атомные электри-
ческие станции" Московского энергетического института (зав. кафедрой
проф. А. С. Монахов) и "Атомные электростанции и инженерная тепло-
физика" Киевского политехнического института (зав. кафедрой доц.
В. И. Коныдин).
Автор признателен П. В. Банщикову, С- Б. Плетникову,
В. В. Мосееву, Е. А. Осипчук и Т. А. Скорбилиной за большую помощь
в оформлении рукописи.
Отзывы о книге, замечания и пожелания просьба направлять по
адресу: 191186, Санкт-Петербург, Марсово поле, д. 1, Санкт-Петер-
бургское отделение Энергоатомиздата.
Автор
ОБОЗНАЧЕНИЯ ОСНОВНЫХ ФИЗИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН
И ПРИНЯТЫЕ В КНИГЕ СОКРАЩЕНИЯ
А - массовое число;
С - концентрация ядер-излучателей;
G — массовый расход рабочей среды;
// - перепад энтальпий; напор насоса;
h — энтальпия;
км — мощностной коэффициент реактивности;
кр — коэффициент регенерации;
kj - температурный коэффициент реактивности;
*эф — эффективный коэффициент размножения;
ку - паровой коэффициент реактивности;
/ — средняя продолжительность жизни одного поколения нейтронов;
N- концентрация нуклида;
п — плотность нейтронов; частота вращения ротора;
Р — мощность; вероятность;
р — давление;
Q — тепловая мощность;
s - энтропия;
Т - температура; период реактора;
t - время;
V - объем;
v — скорость нейтронов;
Оз - коэффициент заполнения суточного графика электрической нагрузки;
ttcvx - коэффициент неравномерности суточного графика электрической нагрузки;
Р - суммарная доля запаздывающих нейтронов;
& — доля запаздывающих нейтронов/-й группы;
у — удельный выход ядер нуклида на один акт деления;
л. — постоянная распада нуклида;
iff — среднее число нейтронов деления на один акт деления:
р — реактивность реактора;
Рпод — глубина под критичности реактора;
оа — микроскопическое сечение поглощения нейтронов;
ос — микроскопическое сечение радиационного захвата нейтронов ядрами данного
нуклида;
Су— микроскопическое сечение деления U тепловыми нейтронами;
1 - КПД;
Vol — внутренний относительный КПД турбины;
Ф - плотность потока нейтронов;
cj - угловая скорость;
5, 8. 9 — последняя цифра массового числа нуклида (5 — U; 8 — U; 9 —
Ри и др.)
A3 - аварийная защита;
АР — автоматическое регулирование;
ACT - атомная станция теплоснабжения;
АТЭЦ — атомная теплоэлектроцентраль;
АЭС - атомная электростанция;
5
БРУ-А — быстродействующая редукционная установка, сбрасывающая пар в атмо-
сферу;
БРУ-Б - быстродействующая редукционная установка, перепускающая пар в барбо
тер;
БРУ-Д- быстродействующая редукционная установка, перепускающая пар в деаэ-
ратор;
БРУ-К — быстродействующая редукционная установка, перепускающая пар в кон-
денсатор;
ПШ — главный циркуляционный насос;
ДП — дополнительный поглотитель;
КМПЦ — контур многократной принудительной циркуляции;
KB - коэффициент воспроизводства вторичного ядерного топлива;
ЛАЗ — локальная аварийная защита;
ПАР - локальное автоматическое регулирование;
МКУ — минимальный контролируемый уровень мощности;
ПВД — подогреватель высокого давления;
ПНД - подогреватель низкого давления;
ПТУ — паротурбинная установка;
пэл — поглощающий элемент;
РПК - регулирующий питательный клапан;
РППВ — регенеративный подогрев питательной воды;
РР — ручное регулирование;
САОЗ - система аварийного охлаждения активной зоны;
САОР— система аварийного охлаждения реактора;
СИУР- старший инженер управления реактором;
СИУТ — старший инженер управления турбиной;
СПП — сепаратор — промежуточный пароперегреватель;
СУЗ — система управления и защиты реактора;
ТВС — тепловыделяющая сборка;
твэл — тепловыделяющий элемент;
ТЭС — тепловая электростанция;
ТЭЦ — теплоэлектроцентраль;
УСГТ — укороченный стержень-поглотитель;
ЧВД(ЦВД) —часть (цилиндр) высокого давления турбины;
ЧНД (ЦНД) -часть (цилиндр) низкого давления турбины;
ЧСД (ЦСД) -часть (цилиндр) среднего давления турбины;
ЭДС — электродвижущая сила;
ЯГТПУ - ядерная паропроизводящая установка;
ЯЭУ — ядерная энергетическая установка
НАИМЕНОВАНИЯ ОРГАНИЗАЦИЙ
ИАЭ — Институт атомной энергии имени И. В. Курчатова;
КТЗ - Калужский турбинный завод;
ЛАЭС— Ленинградская атомная электростанция;
МАГАТЭ — Международное агентство по использованию атомной энергии;
МЭИ - Московский энергетический институт;
НИИ АЭС - Научно-исследовательский институт по эксплуатации АЭС;
НПО ЦКТИ - Научно-производственное объединение по исследованию и проектиро-
ванию энергетического оборудования имени И. И. Ползунова;
ПОАТ ХТЗ - производственное объединение атомного турбостроения "Харьков-
ский турбинный завод";
ПОТ ЛМЗ - производственное объединение турбостроения "Ленинградский Метал-
лический завод";
СПбГТУ - Санкт-Петербургский государственный технический университет (бывш.
Ленинградский политехнический институт);
СПИ - Саратовский политехнический институт
•
ВВЕДЕНИЕ
За весьма короткий срок, начиная с 1954 г., когда в нашей стране
была введена в эксплуатацию первая в мире атомная электростанция
(АЭС) в Обнинске, атомные электростанции стали вполне конкуренто-
способными по сравнению с тепловыми электростанциями (ТЭС) на
органическом топливе, а единичные мощности агрегатов АЭС достигли
того же уровня, что и для ТЭС. В настоящее время атомные электростан-
ции вырабатывают примерно 17% производимой в мире электроэнергии.
В некоторых странах (Франция, Республика Корея, Болгария и др.)
доля ядерной энергетики превышает половину или приближается
к этому. Если бы эта электроэнергия была выработана угольными
электростанциями, дополнительный выброс углекислого газа в атмо-
сферу составил бы 1800 млн кубических дециметров, что на 9% увели-
чило бы выброс углекислоты по всей планете. Ядерная энергетика
не выделяет оксидов серы и азота, приводящих к кислотным дождям,
не выбрасывает в атмосферу газов, вызывающих парниковый эффект.
Вместе с тем развитие ядерной энергетики выдвинуло серьезную
проблему предотвращения аварий на атомных электростанциях. Техни-
ческие системы большой сложности и большой мощности, к которым
относятся и объекты ядерной энергетики, создают определенную степень
риска аварий, опасных для человека и окружающей среды. При этом
даже единичная авария может иметь катастрофические последствия.
К сожалению, почти 40-летняя история ядерной энергетики характери-
зуется не только крупнейшими достижениями, но и рядом аварий (см.
гл. 8), самыми тяжелыми из которых являются аварии на АЭС
"Три-Майл-Айленд" (США, 1979 г.) и Чернобыльской АЭС
(СССР, 1986 г.).
Для того чтобы помочь специалистам и общественности оценить
неполадки в ядерной энергетике, МАГАТЭ и Агентством по атомной
энергии стран Европейского экономического сообщества разработана
международная шкала опасности событий на АЭС (рис. В.1), в прин-
ципе подобная шкале Рихтера для землетрясений. Все события, имеющие
значение с точки зрения безопасности, оцениваются по семибалльной
шкале. События, оцениваемые баллами от одного до трех, относят
к категории инцидентов, а события, оцениваемые баллами от
четырех до семи, — к категории аварий. К числу серьезных инци-
дентов (серьезных аварийных ситуаций) с баллом 3 относится, в част-
ности, пожар на АЭС в Ванделлосе (Испания, 1989 г.). Авария на АЭС
"Три-Майл-Айленд" оценивается баллом 5, а авария на Чернобыль-
ской АЭС относится к наиболее тяжелым авариям, с баллом 7.
Тяжелые последствия чернобыльской аварии вызвали серьезную
обеспокоенность широких кругов населения как в нашей стране, так
и за рубежом, доходящую до полного неприятия ядерной энергетики.
На формирование общественного мнения влияют как сами последствия
8
тяжелых аварий, так и недостаточная информированность населения
о происходящих авариях и неполадках и недоверие к официально выда-
ваемой информации, а также низкий уровень образования в области
ядерной физики, даваемый общеобразовательными средними учебными
Авария,
ограниченная энергоблоком
Серьезная
аварийная ситуация
Аварийная ситуация
Аномалия
Вне шкалы-события, не имеющие значения
с точки зрения безопасности
Рис. В.1. Международная шкала событий на АЭС
заведениями (да и неядерными специальностями вузов), следствием
чего является превратное представление об условиях функционирования
объектов ядерной энергетики и реальных и мнимых опасностях, связан-
ных с ними, бытующее даже в кругах высокообразованной интелли-
генции. Результатом этого стало мощное общественное движение против
ядерной энергетики практически во всех регионах нашей страны.
9
Под влиянием общественной оппозиции ядерной энергетике в на-
шей стране практически прекращено строительство и даже проектиро-
вание новых АЭС, законсервированы практически построенные энерго-
блоки на ряде АЭС, выведена из эксплуатации часть действовавших
энергоблоков (на Чернобыльской, Армянской АЭС и др.). Сверты-
вание намеченной ранее программы развития ядерной энергетики
создает значительные трудности в обеспечении ряда районов электри-
ческой и тепловой энергией. Так как трудно рассчитывать на быстрое
изменение общественного мнения, принято решение о форсировании
строительства тепловых электростанций на газообразном топливе с тем,
чтобы использовать эту "газовую паузу" для разработки нового поко-
ления реакторов повышенной безопасности. В дальнейшем, в конце
нынешнего и начале будущего века, развитие энергетики согласно вы-
полненным прогнозам топливно-энергетического баланса страны ока-
зывается невозможным без развития ядерной энергетики. В последнее
время в связи с нарастающим энергетическим кризисом намечается
тенденция ослабления негативного отношения населения и админи-
страции отдельных регионов к ядерной энергетике.
Основу ядерной энергетики в настоящее время составляют и в пред-
стоящий период будут составлять АЭС с реакторами на тепловых нейт-
ронах. В дальнейшем будут постепенно сооружаться также АЭС с реакто-
рами на быстрых нейтронах. При этом в ядерной энергетике будут
в определенной пропорции сочетаться АЭС с реакторами на тепловых
нейтронах и АЭС с реакторами на быстрых нейтронах, обеспечивающие
расширенное воспроизводство вторичного ядерного топлива и тем
самым использование для выработки электроэнергии изотопа урана
U, составляющего 99,3% всех природных запасов урана. В будущем
будут реализованы также шаги к использованию ядерной энергии для
теплофикации путем создания атомных станций теплоснабжения (ACT)
и атомных теплоэлектроцентралей (АТЭЦ).
Все увеличивающиеся масштабы ядерной энергетики в сочетании
с необходимостью обеспечения безусловной надежности и безопасности
АЭС определяют высокие требования к качеству проектирования стан-
ций и их оборудования, строительства АЭС, изготовления и монтажа
основного и вспомогательного оборудования, а также — особенно -
к эксплуатации АЭС, представляющей собой технологический процесс
принципиально новой отрасли промышленности.
Задачи эксплуатации включают в себя разработку технологических
процессов работы оборудования в самых разнообразных ситуациях,
которые могут встретиться на практике, и их реализацию. Та часть
задач, которая связана с разработкой технологических режимов работы
оборудования, решается в основном научными организациями и разра-
ботчиками оборудования в процессе его создания. Реализация техноло-
гических режимов выполняется эксплуатационным персоналом АЭС.
В его задачи входят оценка возникшей ситуации, принятие решений,
10
выполнение операций, предусмотренных технологическим режимом.
Как большинство инженерных задач, эксплуатационные задачи, как
правило, имеют несколько альтернативных решений. Поскольку АЭС
является объектом повышенной опасности, перед эксплуатационным
персоналом постоянно возникает необходимость принятия ответствен-
ных решений.
При эксплуатации должны быть обеспечены безусловные надежность
и безопасность атомных электростанций. Под надежностью пони-
мают [31] свойство ядерной энергетической установки (ЯЭУ) сохранять
во времени способность вырабатывать электрическую и (или) тепловую
энергию предписанных параметров по требуемому графику нагрузки
в допустимых для нормальной эксплуатации радиационных условиях
при заданной системе технического обслуживания и ремонтов обору-
дования.
Надежность ЯЭУ является сложным свойством, включающим в себя
безотказность, долговечность и ремонтопригодность. Безотказ-
ностью называют свойство ЯЭУ непрерывно сохранять работоспособ-
ное состояние в течение заданного времени. Под долговечностью
понимают свойство ЯЭУ сохранять работоспособность вплоть до на-
ступления предельного состояния (вывода ЯЭУ из эксплуатации) при
установленной системе технического обслуживания и ремонтов. Пре-
дельное состояние рано или поздно наступает у каждой работоспособной
ЯЭУ при недопустимом снижении показателей ее безопасности или эко-
номической эффективности. Кроме того, оно может возникнуть также
у ЯЭУ, находящейся в неработоспособном состоянии в результате такого
отказа (аварии), после которого восстановление ее работоспособности
технически невозможно или экономически неоправданно. Ремон-
топригодность — это свойство ЯЭУ, состоящее в приспособлен-
ности установки к предупреждению отказов и обнаружению их причин
путем контроля исправности входящих в нее элементов и систем,
а также к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния
посредством механического обслуживания и ремонта оборудования.
Надежность обеспечивается, во-первых, качеством проектирования,
изготовления и монтажа оборудования, а во-вторых, уровнем эксплуата-
ции, технического обслуживания и ремонта.
Безопасность АЭС является не составляющим свойством
надежности, а самостоятельным свойством, обеспечиваемым особыми
средствами. Конечно, она в определенной мере зависит от надежности
основного оборудования, но не полностью ею определяется. Безопас-
ность АЭС должна обеспечиваться не только и не столько в нормальной
эксплуатации, сколько в аварийных ситуациях, как связанных с отка-
зами основного оборудования (т.е. с его надежностью), так и вызван-
ных иными причинами (ошибками персонала, стихийными бедствиями:
землетрясениями, наводнениями, падением самолета на АЭС и др.).
Различают общую, ядерную и радиационную безопасность. Правила
11
общей безопасности (включая пожарную) по своей сути идентичны
аналогичным правилам для теплоэнергетических установок тепловых
электростанций. Атомные электростанции являются потенциальными
источниками повышенной опасности. Теплоносителем в основных рабо-
чих контурах их в большинстве случаев является вода и водяной пар
высоких температуры и давления, причем эти параметры возрастают
с ростом единичной мощности агрегатов. Это предопределяет высокую
напряженность работы практически каждого элемента АЭС: реактора,
парогенераторов, турбин, насосов, паровых и водяных трубопроводов.
Отказ хотя бы одного из элементов энергоблока АЭС сделает невозмож-
ной работу всего блока или, по меньшей мере, вынудит работать при
ограниченной мощности. Разрушение же какого-либо элемента или
нарушение его плотности может привести к поражению эксплуатацион-
ного персонала струей горячего теплоносителя. В тех случаях, когда
в части рабочих контуров ядерного блока используется жидкий натрий
(например, в блоках с реакторами БН), при разгерметизации нат-
риевых контуров и выходе наружу жидкого натрия, а тем более при
его контакте с водой возможна бурно протекающая реакция натрия
с кислородом воздуха или водой, сопровождающаяся пожаром и за-
грязнением помещения щелочами, могущими поражать людей, В тех
случаях, когда в системах смазки подшипников турбин, генераторов,
насосов и другого оборудования применено минеральное турбинное
масло, при разрывах масляных магистралей возможно его воспламе-
нение. Возникающие при этом масляные пожары могут привести к вы-
ходу из строя оборудования и даже станции в целом. Существует также
опасность поражения людей электрическим током. Общая безопасность
определяется как качеством самого оборудования АЭС и его монтажа,
так и уровнем эксплуатации, систематической проверкой, испытаниями
и освидетельствованием оборудования, трубопроводов, аппаратов
и сосудов, находящихся под давлением выше атмосферного, подъемных
механизмов и другого оборудования по нормам Госатомнадзора Россий-
ской Федерации, а также наличием специальных защитных средств и при-
способлений.
В процессе деления ядерного топлива в самом топливе, конструк-
ционных материалах активной зоны и в теплоносителе образуются
и накапливаются новые радиоактивные вещества, обладающие большой
суммарной активностью. Это делает АЭС потенциальными источниками
радиоактивного заражения больших территорий. Об этом свидетель-
ствует опыт аварий с ядерными реакторами в различных странах, в част-
ности уроки аварии на четвертом блоке Чернобыльской АЭС.
Главнейшая задача при работе АЭС — не допустить ни при какой
ситуации (даже при аварийной) неконтролируемого выхода радиоактив-
ных веществ в помещения АЭС, а тем более в окружающую среду.
Это обеспечивается, с одной стороны, высоким качеством проекти-
рования и изготовления оборудования и основных систем АЭС, их
12
монтажа и наладки, а также надлежащей культурой эксплуатации АЭС
В соответствии с "Общими положениями безопасности атомных электро-
станций при проектировании, сооружении и эксплуатации" атомная
электростанция считается безопасной в том случае, если техническими
средствами и организационными мерами обеспечивается непревышение
установленных доз внутреннего и внешнего облучения персонала
и соблюдения нормативов по содержанию радиоактивных продуктов
в окружающей среде при нормальной эксплуатации и проектных ава-
риях.
Радиационная безопасность АЭС обеспечивается зало-
женными в проект реактора физическими концепциями, а также техни-
ческими и организационными мерами. К числу технических мер отно-
сится оснащение АЭС специальными системами безопасности. К числу
организационных мер относятся выбор благоприятной площадки под
АЭС, надлежащее удаление ее от населенных пунктов, установление
необходимой санитарно-защитной зоны вокруг АЭС, поддержание в на-
дежном состоянии важных для безопасности систем профилактическими
мерами. Важными для обеспечения безопасности являются эксплуатация
АЭС в строгом соответствии с действующей нормативно-технической
документацией и инструкциями, а также высокая квалификация персо-
нала.
На АЭС существует опасность ядерной аварии — потери
управления цепной реакцией в реакторе либо образования критической
массы при перегрузке, транспортировке и хранении тепловыделяющих
сборок, что может привести к облучению людей или к повреждению
тепловыделяющих элементов, превосходящему допустимое. Ядерные
аварии могут иметь весьма тяжелые последствия, связанные, как пока-
зывает опыт подобной аварии на Чернобыльской АЭС, с частичным или
полным разрушением реактора, выбросом радиоактивных веществ
и радиоактивным загрязнением больших территорий.
Ядерная безопасность АЭС обеспечивается наличием
соответствующего оборудования, его техническим совершенством и на-
дежностью, контролем за его состоянием, а также контролем техноло-
гических процессов при эксплуатации, правильной организацией работ,
высокой квалификацией и дисциплиной персонала. В связи с чрезвычай-
ной важностью ядерной безопасности для контроля и технического
надзора за выполнением требований ее обеспечения при проектировании,
строительстве и эксплуатации АЭС создан специальный государственный
контрольный орган — Госатомнадзор Российской Федерации, представи-
тели которого имеются на всех атомных электростанциях. Его пред-
писания являются обязательными.
13
Глава первая
УСЛОВИЯ РАБОТЫ АЭС В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
1.1. Энергетические системы
Тепловые, атомные, гидравлические и другие электростанции
в своей совокупности вместе с разветвленной электрической сетью
образуют особую отрасль промышленности — энергетику*, со-
ставной частью которой является ядерная энергетика. Основ-
ной продукцией этой отрасли является электрическая энер-
гия. В некоторых случаях энергетические установки электростанций
имеют многоцелевой характер. Так, теплоэлектроцентралями помимо
электрической энергии отпускается также теплота требуемого потен-
циала, используемая для теплоснабжения населенных пунктов или для
промышленных нужд. Энерготехнологическими установками тепловых
электростанций за счет газификации твердых топлив производится
газообразное топливо или другие химические продукты, применяемые
в различных областях народного хозяйства. В реакторах энергоблоков
АЭС нарабатывается вторичное ядерное горючее.
По территориальному принципу электрические станции, устройства,
потребляющие электрическую энергию, и соединяющая их электрическая
сеть объединяются в районные энергосистемы, связанные
между собой межсистемными линиями электропередачи. Районные
энергосистемы определенного региона образуют его объединен-
ную энергосистему. К числу объединенных энергосистем отно-
сятся системы Центра, Юга, Северо-Запада, Средней Волги, Урала, Север-
ного Кавказа, Западной и Восточной Сибири, Дальнего Востока. Со-
вокупность этих энергосистем образует Единую энергетическую
систему страны. Суммарная мощность входящих в нее электро-
станций превышает 200 млн кВт, что составляет почти 95% мощ-
ностей всех электростанций страны. Единая энергетическая систе-
ма России связана межсистемными линиями электропередачи с энерго-
системами других стран. Оперативное руководство электростанциями
объединенной энергосистемы осуществляется объединенным диспет-
черским управлением (ОДУ), а Единой энергетической системы стра-
ны — Центральным диспетчерским управлением (ЦДУ). Оперативное
подчинение АЭС диспетчерским управлениям определяется специальной
инструкцией.
* Иногда ее называют электроэнергетикой или большой энергетикой в отли-
чие от малой энергетики — транспортной (энергетические установки транспортных
средств) или промышленной (системы собственного снабжения различными ви-
дами энергии технологических процессов промышленных предприятий).
14
Межсистемные связи соединяют между собой отдельные районные
энергосистемы, среди которых можно выделить передающие, приемные
и транзитные. Выработка электроэнергии в передающей (избыточ-
ной) энергосистеме превышает местное потребление. Избыточная энер-
гия систем по межсистемным связям передается другим энергосисте-
мам. В приемной (дефицитной) энергосистеме местная выработка
электроэнергии меньше ее потребления. Недостающее количество элек-
троэнергии поступает из других систем. Наиболее распространенная
группа энергосистем — транзитные энергосистемы, которые одно-
временно получают электроэнергию от одних систем и передают ее
другим. По отношению к энергосистемам, из которых транзитная си,-
стема получает электроэнергию, она является приемной, а по отношению
к системам, которым она отдает энергию, — передающей. Для некоторых
из таких систем (например, район Северного Казахстана) проходящие
через них или параллельно им потоки энергии соизмеримы с большой
местной выработкой электроэнергии. В Европейской части страны
к передающим относится, в частности, энергосистема Северо-Запада,
а к приемным — энергосистемы Центра и Юга. Большинство энерго-
систем восточных районов относится к передающим.
Следует, конечно, иметь в виду, что приведенная выше классифи-
кация энергосистем не является абсолютной. Некоторые из энерго-
систем, являющиеся приемными в дневные часы, ночью становятся
вынужденно передающими. Это обусловлено неблагоприятными харак-
теристиками установленного на их электростанциях оборудования,
мощность которого из-за имеющихся ограничений не удается снизить
в той мере, в какой уменьшается в ночные часы потребление электро-
энергии.
1.2. Графики электрических нагрузок
Неравномерность электрических нагрузок. До настоящего вре-
мени не решена задача создания достаточно емких электрических акку-
муляторов, которые были бы способны накапливать энергию, выраба-
тываемую тепловой или атомной электростанцией, например, за не-
сколько часов ее работы, хотя поиски в этом направлении ведутся
интенсивно. Поэтому в современных условиях производство электри-
ческой энергии в каждый момент времени должно соответствовать ее
потреблению. Потребление же электроэнергии существенно меняется
во времени.
В суточном графике электрических нагрузок в энергосистеме
(рис. 1.1) можно выделить базовую, полупиковую и пиковую области.
В пределах базовой области, ограниченной сверху ординатой, соот-
ветствующей минимальной суточной (ночной) нагрузке, потребляемая
15
мощность Р не меняется в течение суток. Пиковые области, соответ-
ствующие утреннему и вечернему пикам нагрузки длительностью по
3—4 ч, ограничены снизу ординатой, соответствующей минимальной
дневной нагрузке. Между ними располагается полупиковая об-
ласть протяженностью 16—18 ч.
Основными показателями, характеризующими графики электри-
ческих нагрузок, являются коэффициент неравномер-
ности
^сут = * minMmax» O-U
представляющий собой отношение минимальной суточной нагрузки
^min K максимальной Ртах, и коэффициент заполнения
«з= J р—— Л, (1.2)
где Р — текущая нагрузка, соответствующая произвольному моменту
времени t\ т — продолжительность суток.
О 8 16 v
Рис. 1.1. Суточный график нагрузки энергосистемы (Т - часы суток)
Коэффициент заполнения представляет собой отношение площади
под кривой графика нагрузок к площади под ординатой, соответ-
ствующей максимальной суточной нагрузке. Последняя из этих пло-
щадей характеризует электроэнергию, которая была бы выработана при
максимальной загрузке оборудования в течение суток. Площадь под
кривой фактического графика нагрузок характеризует действительно
выработанное количество электроэнергии.
16
Графики нагрузок выходных дней существенно отличаются от
аналогичных графиков рабочих дней (рис. 1.2). Также можно просле-
дить сезонные изменения графиков электрических нагрузок.
%
75
50
25
О Ч- в 12 16 20 ч
Рис. 1.2. Суточные графики нагрузок энергосистемы повышенной неравно-
мерности
1 - рабочий день декабря; 2 — рабочий день июля; 3 — выходной день декабря;
4 — выходной день июля; 7 — часы суток
Коэффициенты неравномерности графиков электрических нагрузок
по отдельным энергосистемам существенно различаются. При среднем
значении этого коэффициента по Единой энергетической системе страны
около 78% в 1985 г. для энергосистем Сибири, Урала и Казахстана
с большой долей промышленности непрерывного производства (метал-
лургическая, химическая и пр.) характерны весьма плотные графики
нагрузок со значениями асут, приближающимися к 86—90%; наиболее
неравномерны графики нагрузок Центра и особенно Северо-Запада,
где асут меньше 70% [62], а в отдельных районных энергосистемах
еще ниже. Доля остропиковой нагрузки составляет 7—10% максималь-
ной мощности, продолжительность ее 3—4 ч в сутки (до 1000 ч в год).
В выходные дни остропиковая нагрузка значительно меньше, чем в ра-
бочие. Основная часть переменной области графиков — полутгиковая
нагрузка, достигающая в отдельных энергосистемах 25—30% максималь-
ной при продолжительности 16-18 ч в сутки. В последние годы спе-
циально принятыми мерами по ограничению энергопотребления в энер-
госистемах с повышенной неравномерностью удалось приостановить рост
р f\ -*
1- ** 1
t
ж
L-L. ^^ ^
У, Т! ^L_
:=s /~ТГ^ "^f~ \~
\ ^J_ JK
^^T \
^ — ^ jL
7 ^—^--^ ^
^^r
T
17
неравномерности и даже в некоторой мере снизить ее. Однако и после
этого неравномерность нагрузок остается весьма высокой.
Распределение нагрузок между электростанциями и энергетическими
агрегатами. Практически в любой момент времени в энергосистеме,
насчитывающей очень большое число составных элементов, включается
или выключается тот или иной потребитель, генератор или линия элек-
тропередачи. Это непрерывно нарушает баланс между выработкой элек-
троэнергии и ее потреблением, т. е. энергосистема как объект управле-
ния, по существу, не имеет установившегося режима. Основная задача
управления энергосистемой состоит в том, чтобы приводить суммар-
ную выработку электроэнергии в соответствие с непрерывно ме-
няющимся потреблением.
Как правило, в энергосистемах находится в эксплуатации большое
число неоднотипных агрегатов с различными энергетическими характе-
ристиками. Для любого значения суммарной мощности, потребляемой
в энергосистеме, существует единственное распределение нагрузок,
обеспечивающее наивысшую экономичность выработки электроэнергии
по энергосистеме в целом при безусловном сохранении надежности
оборудования. Отступления от этого оптимального распределения нагру-
зок могут привести к значительному снижению экономичности. Поэтому
в конечном счете задача управления энергосистемой сводится к опти-
мальному распределению суммарной мощности между электростан-
циями, а на них — между отдельными агрегатами. Эта задача решается
в несколько этапов. Отделы, занимающиеся оперативным планиро-
ванием режимов работы энергосистемы, на основе изучения статисти-
ческих материалов по потреблению электроэнергии за прошедший
период, планов работы различных предприятий, потребляющих электри-
ческую энергию, а также фактических данных по состоянию находя-
щегося в работе энергооборудования разрабатывают на каждые пред-
стоящие сутки график предполагаемого изменения во времени нагрузки,
потребляемой в энергосистеме. Для покрытия нагрузок, определяемых
этим графиком, разрабатываются плановые графики работы электро-
станций, выдаваемые последним в виде планового задания.
Заданная мощность для каждой электростанции устанавливается
службой оперативного диспетчерского управления энергосистемы или
управляющей вычислительной машиной автоматизированной системы
оперативного диспетчерского управления. Общестанционная мощность
распределяется между отдельными агрегатами эксплуатационным персо-
налом или системой группового регулирования активной мощности.
Задача управления режимом энергетического агрегата сводится к при-
ведению в каждый момент времени фактической его мощности в соот-
ветствие с заданной. Для решения этой задачи системы регулирования
энергоблоков тепловых и атомных электростанций снабжают медленно
действующими регуляторами мощности, сравнивающими ее заданное
и фактическое значения.
18
Покрытие различных областей графика электрических нагрузок.
Приведение суммарной выработки электроэнергии в соответствие с не-
прерывно меняющимся потреблением связано с необходимостью изме-
нения режимов работы тех или иных электростанций. В принципе одно
и то же суммарное изменение мощности в энергосистеме может быть
по-разному распределено между входящими в нее энергетическими
агрегатами. Один из путей уменьшения вырабатываемой в энергосистеме
мощности — равномерное снижение мощности всех агрегатов энерго-
системы. Другой — остановка части агрегатов с полной загрузкой остав-
шихся. Возможны и иные пути. Как правило, при снижении мощности
экономичность энергетического агрегата уменьшается. Это определяется
снижением его КПД, что увеличивает для агрегатов тепловых и атомных
электростанций удельные затраты топлива на производство электро-
энергии, а также тем, что возрастает срок окупаемости капитальных
затрат, совершенных при строительстве электростанции, поскольку
при ее разгрузке вырабатывается меньшее количество электроэнергии.
Поэтому при работе энергетического агрегата с частичными нагрузками
себестоимость электроэнергии повышается. Режимы пуска и останова
энергоблоков связаны с затратами топлива без выработки электро-
энергии, что также снижает экономичность электростанции и энерго-
системы в целом. Проблема покрытия полупиковых нагрузок является
наиболее трудной.
Экономичность различных энергетических агрегатов при номиналь-
ном режиме их работы неодинакова. В разной мере она снижается у раз-
ных агрегатов при одной и той же относительной глубине разгрузки.
Кроме того, различные агрегаты допускают неодинаковую глубину
и скорость изменения мощности, ограничиваемые соображениями надеж-
ности. Естественно, что при уменьшении потребления электроэнергии
в энергосистеме следует в первую очередь разгружать агрегаты, которые
имеют наименьшую экономичность и в наименьшей мере снижают ее
при разгрузке. Все выше сказанное предопределяет неодинаковую
степень привлечения различных энергетических агрегатов к покрытию
графиков нагрузок в энергосистеме, а также специфику покрытия раз-
личных областей графика.
Для покрытия пиковых нагрузок общей продолжительностью
не более 1000—2000 ч в год рационально применение специализирован-
ных пиковых агрегатов. Они должны быть высокоманевренными и до-
пускать несколько (не менее двух) пусков и остановов в течение суток.
В связи с малым числом часов использования КПД таких агрегатов
не играет определяющей роли. Желательно, чтобы общая продолжи-
тельность пуска вплоть до выхода агрегата на полную мощность изме-
рялась минутами.
Наилучшим образом требованиям высокой маневренности удовлет-
воряют агрегаты гидравлических и гидроаккумулирующих электро-
станций, а также газотурбинные установки, в том числе входящие в со-
19
став парогазовых установок различных типов. В некоторых энерго-
системах мощность гидростанций незначительна. Суммарная же мощ-
ность гидроаккумулирующих электростанций и газотурбинных уста-
новок в большинстве энергосистем мала. В связи с этим к покрытию
пиковых нагрузок в определенной мере привлекаются паротурбинные
установки тепловых электростанций, преимущественно с начальным
давлением пара 8,8 МПа и ниже.
Центральное место в проблеме покрытия переменной части графи-
ков энергопотребления занимает покрытие полупиковых нагрузок.
Они составляют основную часть переменной области графика нагрузок
как по производству электроэнергии, так и по продолжительности
(до 4000—5000 ч в год). Это предопределяет противоречивые требования
к полупиковым агрегатам. С одной стороны, они должны быть доста-
точно экономичными (допускать лишь весьма небольшое снижение
КПД), с другой — высокоманевренными и допускать глубокие раз-
грузки, вплоть до ежесуточных остановок с последующим быстрым
пуском.
В прошлом главную роль в покрытии полупиковых нагрузок играли
гидроэлектростанции и в некоторой мере паротурбинные установки
тепловых электростанций малой и средней мощности, обладавшие
пониженной экономичностью. В 60-е годы и первой половине 70-х годов
резко возросла неравномерность графиков нагрузки. Развитие же энер-
госистем происходило в основном за счет ввода мощных энергетических
блоков тепловых электростанций единичной мощностью от 160 до 800
(в дальнейшем до 1200) МВт, проектировавшихся для несения базовой
нагрузки и не обладавших необходимыми характеристиками для работы
с полупиковыми нагрузками. В сложившихся условиях вынужденным
решением стало широкое привлечение именно этого класса энерго-
блоков (в основном закритических параметров) к покрытию полупико-
вой части графика нагрузок. Большой работой, проделанной энерго-
машиностроительными предприятиями, научно-исследовательскими, про-
ектными и наладочными организациями, электростанциями и энерго-
системами, высшими учебными заведениями, за счет частичной модер-
низации оборудования и изыскания рациональных режимов
эксплуатации удалось существенно улучшить характеристики оборудо-
вания, обеспечив тем самым более или менее удовлетворительное реше-
ние задачи покрытия полупиковых нагрузок. В настоящее время ос-
новную роль в покрытии полупиковых нагрузок играют конденсацион-
ные тепловые электростанции с мощными энергоблоками.
Энергоблоки ТЭЦ и АЭС традиционно считаются базовыми и в на-
стоящее время используются преимущественно для несения базовых
нагрузок. Это определяется прежде всего экономическими соображе-
ниями. Агрегаты ТЭЦ имеют самую высокую тепловую экономичность.
Для АЭС характерны большие капитальные затраты на их сооружение
и обеспечение безопасности. Доля этих затрат в себестоимости электри-
ческой энергии значительно превышает топливную составляющую.
Вследствие этого снижение мощности АЭС, сопровождающееся недовы-
работкой электроэнергии, в большей мере, чем для других типов элек-
тростанций, повышает удельную себестоимость электроэнергии
(рис. 1.3). Вследствие отмеченного в первую очередь разгружаются
менее экономичные энергоблоки конденсационных тепловых электро-
станций. После исчерпания их возможностей производится разгрузка
агрегатов ТЭЦ, связанная с сокращением высокоэкономичной выра-
ботки электроэнергии на тепловом потреблении. В последнюю очередь,
%
2<t
16
8
0 40 80 %
Рис. 1.3. Приращение удельных затрат Л 3 на производство электроэнергии при
изменении электрической мощности Рэ энергоблока АЭС
A3
\
\
Рэ
лишь после полного исчерпания возможностей других типов электро-
станций, следует разгружать энергоблоки АЭС как имеющие меньшую
топливную составляющую себестоимости электроэнергии, чем на тепло-
вых электростанциях. Кроме того, необходимо учитывать, что при
разгрузке и последующем нагружении энергоблоков АЭС изменяется
температурное состояние ответственных элементов оборудования^ том
числе корпуса реактора (для корпусных реакторов) и оболочек твэлов.
Возникающие при этом термоциклические напряжения могут нарушать
надежность и безопасность АЭС (см. гл. 7). Вследствие этого вопрос
о допустимости разгрузки агрегатов АЭС нуждается в дополнительном
обосновании. Ограничения в возможности разгрузки энергоблоков АЭС
могут быть связаны также с нейтронно-физическими процессами
в активной зоне, в частности, с ксеноновым отравлением реакторов
(см. гл. 7).
Маневренность энергетических блоков. Для выполнения предъяв-
ляемых требований энергоблоки должны обладать надлежащими манев-
ренными свойствами. Маневренность определяется совокуп-
ностью характеристик энергоблока, определяющих эффективность его
Участия в регулировании мощности в энергосистеме: регулиро-
21
вочным диапазоном, представляющим собой разность макси-
мальной мощности (с учетом возможной перегрузки) и нагрузки техни-
ческого минимума (минимальной мощности, при которой блок может
работать неограниченно долгое время); временем останова
блока и пуска его после стоянки различной длительности; ско-
ростью изменения нагрузки. С маневренностью тесно
связаны такие технико-экономические характеристики блока, как
затраты топлива на его пуск и останов и экономичность при различных
нагрузках в пределах регулировочного диапазона, определяющие рента-
бельность работы при том или ином режиме. Скорость изменения на-
грузки блока характеризуется его приемистостью (мобиль-
ностью), количественной мерой которой в интервале времени t
от момента возмущения tx до момента f2 является коэффициент
приемистости
J APdt
APm(t2-t1) *
где А/'зд и &Р — заданное и фактическое изменение мощности турбины.
Из этой формулы следует, что при ступенчатом изменении заданной
мощности А/'зд мерой приемистости служит отношение площадей ACD
и ABCD (рис. 1.4). Плошадь прямоугольника ABCD характеризует
IP
С
Рис. 1.4. Процесс изменения мощности энергоблока
дополнительную энергию, которую должен был выработать блок в соот-
ветствии с заданием за период времени от tx до г2- Заштрихованная
площадь ACD под кривой переходного процесса изменения мощности
турбины Р характеризует дополнительную энергию, фактически вырабо-
танную блоком за то же время. Таким образом, коэффициент
приемистости позволяет количественно оценить, насколько блок вы-
полняет поставленную перед ним задачу.
22
Хотя во всех случаях желателен возможно более быстрый переход
блока от одного режима к другому, тем не менее требования к при-
емистости при плановых и аварийных изменениях мощности принци-
пиально различны. В первом случае, когда необходимы большие изме-
нения нагрузки в соответствии с суточным графиком, допустимая
скорость изменения мощности ограничена температурным состоянием
оборудования и паропроводов. Время перехода от одного режима к дру-
гому при этом составляет минуты. При аварийных же ситуациях, кото-
рые могут возникнуть в энергосистеме или на самой станции с ее обору-
дованием [21], требуется ограниченное изменение мощности за очень
короткое время (набор до 10% номинальной мощности за время, не
большее 2 с; кратковременная импульсная разгрузка турбины) или
полный останов блока. При этом температурные ограничения не играют
столь важной роли. Скорость изменения мощности определяется при
этом главным образом динамическими характеристиками агрегатов
и систем автоматического управления. Пути повышения аварийной
приемистости блоков принципиально отличны от путей улучшения
других маневренных характеристик, а в ряде случаев улучшение послед-
них сопровождается ухудшением аварийной приемистости. Поэтому,
хотя приемистость и является безусловно одной из составляющих манев-
ренности, нередко маневренность и приемистость (под которой пони-
мают аварийную приемистость) рассматривают как самостоятельные
характеристики.
Предполагаемые условия работы энергоблоков в энергосистемах
в ближайшие 15—20 лет. С начала 80-х годов происходит неуклонное
изменение структуры установленного оборудования энергосистем,
особенно в Европейской части России. Сокращается доля конденса-
ционных тепловых электростанций. Безусловно, возможности этого
класса агрегатов еще не исчерпаны, и необходима интенсификация
ведущихся различными организациями работ по усовершенствова-
нию пуско-остановочных режимов энергоблоков различного типа, их
переводу в моторный режим и др. За счет этих мероприятий в бли-
жайшее время практически все конденсационные энергоблоки тепловых
электростанций в Европейской части страны должны будут стать полу-
пиковыми, что позволит в определенной мере смягчить остроту про-
блемы покрытия переменных нагрузок. Однако эти факторы будут
эффективными лишь ограниченное время. Сокращение доли конден-
сационных тепловых электростанций, даже с учетом более глубокого
регулирования каждой из них, в недалеком будущем сделает их возмож-
ности недостаточными для покрытия переменной части графика электри-
ческих нагрузок.
Уже сейчас в некоторых энергосистемах, примыкающих к крупным
промышленным центрам, доля энергооборудования, традиционно счи-
таемого базовым (ТЭЦ и АЭС), значительно превышает долю базовых
нагрузок в общем энергопотреблении, что создает серьезные трудности
23
в покрытии графика нагрузок. Положение усугубляется из-за наличия
большой доли оборудования, отработавшего расчетный ресурс эксплу-
атации. В перспективе отмеченная тенденция будет усиливаться, вслед-
ствие чего предстоит существенная трансформация требований к манев-
ренным характеристикам тех или иных энергетических агрегатов.
Определенную роль в покрытии переменных нагрузок могут сыграть
гидроаккумулирующие электростанции, специализированные высоко-
маневренные паротурбинные блоки, газотурбинные и парогазовые
установки и т. п. Однако трудно рассчитывать, что суммарная мощность
всех этих агрегатов может в ближайшее время оказаться достаточной.
Отмеченные обстоятельства приведут в недалеком будущем, с одной
стороны, к частичному покрытию переменных нагрузок в Европей-
ской части России за счет конденсационных ТЭС восточных районов
страны с изменением перетоков мощности по линиям электропере-
дачи, связывающим эти районы с центральными, а с другой — к при-
влечению для покрытия переменных нагрузок в той или иной мере
агрегатов ТЭЦ и АЭС Вопрос о хотя бы ограниченной маневренности
агрегатов этих типов будет постепенно становиться центральным в общей
проблеме покрытия переменной части графиков электрических нагру-
зок и выборе структуры установленного в энергосистемах оборудо-
вания. Следует четко представлять, что если этот вопрос не будет решен,
то придется ограничивать допустимую долю атомной энергетики.
В настоящее время широким фронтом ведутся различными органи-
зациями работы по повышению маневренности ТЭЦ, которые позво-
лили бы обеспечить на ночь и выходные дни глубокое снижение их
электрической мощности при сохранении тепловой нагрузки. В этом
направлении достигнуты определенные успехи [22]. Каждый успех
в этих поисках чрезвычайно важен для атомной энергетики, позволяя
сохранить для АЭС еще на некоторое время базовый режим работы.
Вследствие увеличения доли АЭС в энергосистемах использование их
только в базовой части графика начинает встречать все большие за-
труднения, по крайней мере в некоторых энергосистемах с повышенной
неравномерностью, и возникает задача хотя бы ограниченного участия
энергоблоков АЭС с реакторами на тепловых нейтронах в суточном,
недельном и сезонном регулировании энергосистем. При соответ-
ствующем проектировании оборудования АЭС и тепловьщеляющих
элементов могут быть созданы специализированные маневренные атом-
ные энергоблоки. Применительно же к находящимся в эксплуатации
и строящимся энергоблокам речь может идти не о полной остановке
агрегатов на ночь и выходные дни и не о снижении мощности до уровня
нагрузки собственных нужд, а лишь об обеспечении сравнительно неболь-
шого регулировочного диапазона (20—30% номинальной мощности),
ограниченного по соображениям надежности эксплуатации. Не следует
недооценивать полезный вклад любого, самого ограниченного участия
24
АЭС в регулирование энергосистем. Так, разгрузка на 20% станции,
которой установлены 6 блоков по 1000 МВт, дает тот же эффект,
что и полная остановка на каждую ночь блока ТЭС 1200 МВт.
Даже такая ограниченная разгрузка блоков представляет собой
непростую задачу [57], поскольку введенные в эксплуатацию
строящиеся в настоящее время энергоблоки АЭС проектировались
как базовые.
Для энергоблоков АЭС, как и ТЭЦ, заслуживает внимания концеп-
ция базово-маневренных блоков с переменной структурой
тепловой схемы. Нормальным является базовый режим работы таких
блоков со штатной тепловой схемой. При этом сохраняется высокая
тепловая экономичность, характерная для базовых агрегатов. При необ-
ходимости изменения мощности соответствующими переключениями
изменяется структура тепловой схемы; часть же элементов блока про-
должает работать в режимах, близких к номинальному, что создает
для них щадящие условия работы при маневрировании мощностью
блока. В качестве примера реализации этой концепции можно привести
Рис. 1.5. Тепловая схема турбоустановки АЭС с аккумуляторами горячей воды
энергоблок АЭС с включением в тепловую схему турбоустановки акку-
муляторов горячей воды (рис. 1.5). Установка может работать при трех
структурах тепловой схемы. Основной режим — базовый, при котором
установка работает со штатной структурой тепловой схемы. Пар из
25
ЯППУ 1 поступает в часть высокого давления турбины 2. Далее, пройдя
СПП 3 и часть низкого давления турбины 4, пар поступает в конден-
сатор 13. Образующийся в нем конденсат конденсатными насосами
14 направляется в регенеративные подогреватели низкого давле-
ния 5 и далее в деаэратор 6. Из него питательными насосами 15 пита-
тельная вода через подогреватели высокого давления 7 возвращается
в ЯППУ. Клапаны 11 и 12 в базовом режиме закрыты, тепловой аккуму-
лятор отключен. При этом установка работает с тепловой экономич-
ностью, обычной для базовых энергоблоков.
Вторая структура тепловой схемы соответствует периоду минималь-
ных нагрузок. Открывая клапан 11, производят зарядку бака-аккуму-
лятора 8 горячей водой. При этом уменьшается расход пара частью
низкого давления турбины и соответственно уменьшаются мощности
турбины и электрического генератора. В период пиков нагрузки установ-
ка работает с третьей структурой тепловой схемы. Клапан 11 закрывают
и открывают клапан 12. При этом происходит разрядка бака-аккуму-
лятора. Поступая в расширитель 10, вода частично испаряется. Обра-
зовавшийся пар направляется либо в дополнительную пиковую тур-
бину 9, либо в ЧНД основной турбины, вырабатывая мощность сверх
номинальной. Вода из расширителя специальным насосом 16 возвра-
щается в деаэратор.
Как показывают выполненные исследования [5], использование
тепловых аккумуляторов рентабельно для покрытия пиковых нагрузок.
Однако оно неэффективно для регулирования недельных нагрузок,
так как для аккумуляции теплоты за выходные дни требуются очень
большие объемы баков-аккумуляторов, что значительно увеличивает
капитальные затраты. Аккумуляция теплоты горячей воды или пара
позволяет производить изменение мощности, выдаваемой генератором в
сеть, при сохранении постоянной или близкой к ней тепловой мощности
реактора. Турбоустановка же при этом работает в существенно перемен-
ном режиме.
1.3. Участие энергетических блоков
в регулировании частоты
и активной мощности в энергосистемах
Физические процессы при параллельной работе электрического
генератора с энергосистемой. Постоянный ток возбуждения, подаваемый
в обмотку ротора генератора, создает магнитный поток ротора
<&p = *p/Wp=Lplp/wp3
где /р — сила тока возбуждения; Lp — индуктивность обмотки ро-
тора; wp — число витков; 4^р — потокосцепление роторов.
26
В отличие от гидрогенераторов роторы быстроходных турбо-
генераторов не имеют явно выраженных магнитных полюсов. Продоль-
ная магнитная ось d такого ротора (рис. 1.6) совпадает по направлению
с векторами магнитного потока Фр и потокосцепления 4^. Оба этих
вектора вращаются вместе с ротором. Поперечная магнитная ось q
ротора получается поворотом продольной оси на 90 ° против направле-
ния вращения ротора. Относительно системы координат, вращающейся
вместе с ротором, векторы Фр и ^р неизменны. В неподвижной си-
стеме координат их можно представить в виде комплексных чисел
cjp = фр ехр/7 и Фр = *р ехр/7,
где у ~ <^t — угол, отсчитываемый от неподвижной оси и опреде-
ляющий положение ротора в пространстве; со — угловая скорость ро-
тора; / = V-1-
*-а
Рис. 1.6. Принципиальная схема трехфазного генератора переменного тока
1 — статор; 2 — ротор; 3 — обмотка ротора; 4 — добавочные обмотки ротора;
5 — обмотка статора
При вращении ротора силовые линии его магнитного поля, вра-
щающиеся вместе с ним, пересекают витки последовательно располо-
женных статорных обмоток а , Ь, с. В обмотках статора индуцируется
электродвижущая сила Е, изменяющаяся по синусоидальному закону,
ke также можно представить в виде вращающегося вектора E^Eexpiy.
ОДС измеряется при холостом ходе генератора, когда в статорных
обмотках отсутствуют ток и собственные магнитные поля. При этом
в соответствии с законом электромагнитной индукции
E=^-d%/dt. (1.3)
Из уравнения (1.3) следует, что вектор ЭДС отстает от вектора
27
потокосцепления ротора Фр на 90°, т. е. совпадает с поперечной магнит-
ной осью q ротора. При подключении к обмоткам статора внешних
сопротивлений возникает переменный ток, частота которого совпадает
с частотой сети. Для двухполюсных генераторов при установившихся
режимах она равна частоте вращения ротора, для четырехполюсных —
удвоенной частоте вращения ротора. Напряжение U на шинах генера-
тора отвечает векторному уравнению
U = E-U',
где U' = UBH + Ес; Ес — ЭДС самоиндукции, обусловленная собствен-
ным магнитным полем статора; UBH = \R + Lc; R — внутреннее актив-
ное сопротивление; х = со/, — реактивное сопротивление статорных
обмоток; L — индуктивность статорных обмоток.
Вектор силы тока I образует угол $ с вектором напряжения U
(рис. 1.7), вектор U' перпендикулярен вектору силы тока. Трехфазный
Рис. 1.7. Векторная диаграмма генератора
переменный ток, проходящий в обмотках статора, создает вращающееся
магнитное поле с потокосцеплением Фс. Вектор Фс имеет составляющие
по обеим магнитным осям. Электромагнитный момент генератора
и мощность, отдаваемая генератором в сеть, определяется взаимодей-
ствием магнитных полей статора и ротора. В результате сложения всех
магнитных полей, включая и потоки рассеяния, может быть найдено
результирующее потокосцепление статора Ф, имеющее составляющие
^d и ^п соответственно по продольной и поперечной магнитным осям
ротора. Вектор Ф образует с продольной магнитной осью d фазовый
угол В = arctg(^^/^j). Вектор результирующего потокосцепления Ф
перпендикулярен вектору напряжения U. Поскольку этот вектор одно-
значно связан с силой тока в линии электропередачи, он характеризует
28
ашаюшееся магнитное поле энергосистемы и положение магнитных
ловных полюсов этого поля. Таким образом, фазовый угол В опре-
еляет положение магнитных полюсов ротора генератора относительно
магнитного поля энергосистемы.
Если представить энергосистему, параллельно с которой работает
генератор, в виде одной синхронной электрической машины, то синхрон-
ная частота сети сос будет равна частоте вращения ротора этой эквива-
лентной электрической машины. Ротор исследуемого генератора при
установившихся режимах вращается с той же частотой, но опережает
по фазе на угол В ротор эквивалентной электрической машины. Фазо-
вый сдвиг В определяет мощность, отдаваемую генератором в сеть.
Как известно, мощность трехфазного генератора
Рт = y/TUlcOSifi = Рном COS</?,
где РНом = \fb"UI. Как следует из векторной диаграммы (рис. 1.7),
вектор напряжения U образует угол В с вектором ЭДС Е. Из треуголь-
ников ОАЕ и UAE найдем ЕА = U'cosy = ^sinfl. Подставив значение
cos(/> из этого соотношения в уравнение мощности, получим
/Y^maxSinfl, (1.4)
где Рщах =кРНом; k=E}U\
Фазовый угол генератора связан с разностью частот Дсо = со — сос
г
интегральным соотношением В = J (со — coc)dt. В гом случае, когда
0
одновременно меняются обе частоты, последнее соотношение можно
t t t t
переписать в виде В = J codt — J coctfr. Обозначив J codt = вг и J coctff =
0 0 0 0
= BCi получим В = Вг - Bc. Величины Вг и Вс называют абсолютными
фазовыми углами роторов генератора и энергосистемы. Их отсчет произ-
водят от произвольного неподвижного вектора. Величина В представляет
собой относительный фазовый угол генератора, отсчитываемый от
вектора магнитного потока энергосистемы. В том частном случае, когда
to = const, что справедливо, например, для энергосистемы, мощность
которой бесконечно велика, со = dBjdt.
Из уравнения (1.4) следует, что электрическая мощность синхрон-
ного генератора зависит от фазового угла В и достигает максимального
значения Ртах при В = 90° (рис. 1.8). Максимальная мощность гене-
ратора может значительно превышать номинальную. Если воздействием
на систему регулирования возбуждения повысить ЭДС генератора и на-
пряжение на его шинах, то величина Ртах возрастет.
Если открытием регулирующих клапанов турбины увеличить ее
мощность на ДР, то ротор генератора ускорит свое вращение, про-
кальзывая относительно эквивалентного ротора энергосистемы, про-
29
должающего вращение с синхронной частотой сос. Фазовый угол в при
этом увеличится. Если исходный режим, определяемый значениями Р0
и б0» соответствовал точке на левой ветви характеристики генератора
(в0 < 90°), то с увеличением угла в мощность, отдаваемая генератором
в сеть, возрастает до тех пор, пока не окажется равной новой мощности
турбины. После достижения этого равенства ротор генератора и экви-
валентный ротор энергосистемы вращаются с одинаковой частотой соС)
но с увеличенным фазовым углом. Следовательно, установившиеся
режимы работы генератора, которым соответствуют значения в в интер-
вале 0 < в < 90°, являются устойчивыми.
max
0 0о 90 180 ..."
Рис. 1.8. Характеристика генератора
Точкам, расположенным на правой ветви характеристики генератора
(90° < в < 180°), соответствуют неустойчивые режимы. Увеличение
угла в при возрастании мощности турбины приведет в этом случае
к разгрузке генератора, что увеличит небаланс мощностей, способствуя
дальнейшему росту фазового угла. Поэтому работа генератора в устано-
вившихся режимах, которым соответствуют значения в > 90°, не-
возможна.
При значениях фазового угла в от 180 до 360° генератор потребляет
мощность от энергосистемы, работая в режиме электродвигателя. При
этом ротор энергосистемы по фазе опережает ротор генератора.
Регулирование частоты в энергосистемах. Если бы в любой момент
времени фактическое потребление электроэнергии было точно равно
плановому, то выполнение плановых графиков обеспечило бы поддер-
жание частоты в энергосистеме. Однако в силу разных причин факти-
ческое потребление электроэнергии отличается от планового. Эти непла-
новые отклонения нагрузки, а также случайные изменения генерируемой
мощности вызывают нерегулярные колебания частоты (рис. 1.9), весьма
различные по периоду: среди них можно выделить низкочастотные
колебания большой амплитуды, период которых измеряется минутами,
30
наложенные на них высокочастотные колебания малой амплитуды
периодом в несколько секунд. Регулирование частоты состоит, по су-
ству, в покрытии неплановых отклонений потребляемой мощности.
МВт
78
76
74
72
70
68
р
J
лХ^
|Л К
\aiV
¥L*~ /УиГ'ь **.
к
V \J\J ">
f
, sn ._.
s\f
ЛAлvX^^^vv^v^/vУ
t
0
в
12
16
20
24 мин
Гц
49.85
49.80
49.75
49.70
49.65
<t9.60
Рис. 1.9. Колебания частоты в сети / и мощности энергоблока Рэ, участвующего
в первичном регулировании частоты
Участие энергетического блока в регулировании частоты в электри-
ческой сети определяется статической характеристикой его регулиро-
вания (рис. 1.10), представляющей собой график зависимости равно-
весных значений частоты вращения ротора турбины п или соответ-
п
л,
■ п
max
'min
<?
С
^<1
\
-J7 /5
' 1
А
В
Р
1 ^
р1
?2 ^А max
Рис. 1. Ю. Статические характеристики регулируемого энергоблока
вующей ей частоты в энергосистеме / от мощности турбины Р. Наклон
ои характеристики определяется коэффициентом неравно-
в р н о с т и (статизмом) регулирования
'max - "min)/w
ном>
31
где «щах и «iriin — максимальное и минимальное значения частоты
вращения, соответствующие холостому ходу и полной нагрузке; ином -
номинальная частота вращения.
Пересечение статической характеристики блока 1 с характеристикой
сети 3 (линией постоянной частоты вращения пс) определяет рабочую
точку блока С, которой соответствует мощность Plf вырабатываемая
блоком. При отклонении частоты в энергосистеме изменяется положение
рабочей точки на характеристике 1. Соответственно этому изменяется
мощность блока. При включенном ограничителе мощности блок не
может увеличить мощность сверх значения Ра ', статическая характе-
ристика блока при понижении частоты в таком случае изображена линией
А В, чему соответствует бесконечно большой коэффициент неравно-
мерности.
Ручное или дистанционное воздействие на механизм управления
турбиной смещает параллельно самой себе статическую характеристику
регулирования блока. При ее смещении в положение 2 и неизменной
частоте в сети (неизменной частоте вращения пс ротора генератора)
рабочей точкой блока становится точка D, при этом мощность возрастает
до значения Р2.
Рассмотрим в качестве примера энергосистему, в которой парал-
лельно работают z энергетических агрегатов 1, 2, ..., z со статическими
характеристиками регулирования a^bi, a2b2, ...tazbz (рис. 1.11). В ис-
ходном установившемся режиме с частотой/0 пересечением статических
Рис. 1.Ц. Статические характеристики агрегатов при регулировании частоты
энергосистеме
характеристик регулирования агрегатов с характеристикой сети /о Л
= idem определяются рабочие точки агрегатов дх, а2, ••-, az> которыг^
соответствуют мощности этих агрегатов Р1} Р2, ..., Pz- Пусть в неко-
торый момент времени к энергосистеме подключился новый потреби-
тель. Его подключение, изменив структуру энергосистемы, уменьшило
общее сопротивление электрической сети. Поскольку мощность, отд&-
32
заемая генераторами, в этот момент еще равна исходной, подключение
пополнительного потребителя понижает напряжение электрического тока
и вследствие этого уменьшает мощность, получаемую от сети ранее
включенными потребителями. Вступающие при этом в работу системы
регулирования возбуждения генераторов, изменяя токи возбуждения,
восстанавливают исходное значение напряжения, что сопровождается
увеличением токов в сети и возвращением мощностей, получаемых
ранее включенными потребителями, к исходным значениям. Дополни-
тельно включенный потребитель забирает из сети мощность АР, которая
распределяется между генераторами обратно пропорционально сопро-
тивлениям электрических цепей, связывающим их с этим потребителем.
Так как турбоагрегаты пока еще вырабатывают исходные значения
мощностей, роторы турбогенераторов замедляют свое вращение и ча-
стота в энергосистеме снижается.
Регуляторы частоты вращения паровых, газовых и гидравлических
турбин распределяют дефицит мощности АР между агрегатами энерго-
системы обратно пропорционально их коэффициентам неравномерности,
переводя эти агрегаты на новые режимы, определяемые рабочими точ-
ками bi, b2, ..., bz. Агрегаты получают приращения мощностей АРХ,
АР2) ..., APZ. При этом отклонение частоты Л/ ограничивается неко-
торым довольно узким интервалом, определяемым статическими харак-
теристиками регулирования агрегатов. Таким путем энергетические
агрегаты осуществляют первичное регулирование
частоты в энергосистеме.
Участие энергоблоков в первичном регулировании частоты связано
с непрерывными изменениями мощности их турбин, обычно сравни-
тельно небольшими по амплитуде (см. рис. 1.9). Отклонения частоты
Д/ в энергосистеме и глубина изменения режима турбин будут тем
меньшими, чем большее число агрегатов привлечено к первичному
регулированию частоты.
Вместе с тем первичное регулирование частоты, обладающее опре-
деленным статизмом (неравномерностью энергосистемы), принци-
пиально не может обеспечить постоянной частоты при отклонениях
нагрузки. Вторичное регулирование частоты обеспечивает восстановле-
ние заданного ее значения. Медленно действующий сетевой регулятор
частоты, выполняемый обычно без статической неравномерности, воздей-
ствуя на механизм управления специально выделенных энергетических
агрегатов (в качестве примера — агрегат 1 на рис. 1.11), смещают их
характеристики ахЪх в положение Cydx таким образом, чтобы вернуть
номинальной частоту в энергосистеме. По мере восстановления частоты
грегаты станций, не привлекаемых ко вторичному регулированию,
участвовавших в первичном регулировании (агрегаты 2 — z на
Р • -11), возвращаются к исходному (до возмущения) режиму, опре-
деляемому точками а2,..., az.
итоге все изменение нагрузки АР воспринимается агрегатами
в- А. Иванов 33
регулирующих станций. Обычно их стремятся держать загруженными
так, чтобы они имели достаточный регулировочный диапазон в сторону
как возможной разгрузки, так и нагружения. При вторичном регули-
ровании частоты регулировочный диапазон в одну из этих сторон умень-
шается. Поэтому в дальнейшем служба оперативного диспетчерского
управления перераспределяет нагрузки, увеличивая регулировочный
диапазон регулирующих станций. В процессе этого перераспределения,
называемого иногда третичным регулированием энер.
госистемы, стремятся добиться оптимального распределения на-
грузок между агрегатами.
1.4. Участие энергоблоков тепловых
и атомных электростанций в противоаварийном
управлении энергосистемами
Физические процессы при работе объединенных энергосистем. Объе-
динение энергосистем дает существенные экономические преимущества.
Оно позволяет осуществить передачу электроэнергии из районов, где
в определенный момент времени имеется избыток мощности, в районы,
с ее дефицитом. При этом расширяются возможности оптимального
распределения нагрузок между электростанциями и уменьшается необ-
ходимая резервная мощность при заданной надежности энергоснабжения.
В ряде случаев оказывается более целесообразной передача электро-
энергии на большие расстояния, чем соответствующая перевозка тоЫ
лива. Вместе с тем усложнение структуры энергосистем при их объеди-
нении выдвигает новые проблемы, связанные в первую очередь с пре-
дотвращением аварийных ситуаций.
Для понимания существа возникающих проблем рассмотрим в ка-
честве примера энергосистему, включающую в себя районные энерго-
системы / и II, связанные между собой межсистемной линией электро-j
передачи (рис. 1.12). В каждой районной энергосистеме имеется большое
число самых разнообразных энергетических агрегатов — генераторов
и приемников электрической энергии (рис. 1.12, а). Стремление учесть
особенности каждого из них чрезвычайно усложняет задачу, затрудняет
ее решение, даже при использовании современной вычислительной
техники, и затрудняет обобщение полученных результатов. Поэтому на
практике обычно упрощают задачу, заменяя совокупность агрегатов
системы одной или несколькими синхронными электрическими маши-1
нами, имеющими мощность, равную суммарной мощности агрегатов
энергосистемы, и характеристики, соответствующие осредненным харак-
теристикам всей совокупности заменяемых агрегатов. Получаемая при-
такой замене эквивалентная модель энергосистемы (рис. 1.12,6») позво-
ляет более четко выявить главные связи и получить более общие резуль-
таты. В примере на рис. 1.12, б объединенная энергосистема заменена
34
ггвумя параллельно работающими синхронными электрическими маши-
нами, соединенными между собой линией электропередачи. Такая схема
анализировалась в предыдущем параграфе при рассмотрении параллель-
ной работы генератора с энергосистемой. Полученные при этом анализе
оезультаты могут быть распространены на объединенную энергосистему.
б)
(J-e-
Рис. 1.12. Объединенная энергосистема: а — принципиальная схема; б - эквива-
лентная схема
/ - передающая энергосистема; II - приемная энергосистема
В частности, мощность Р0шМ, передаваемая по межсистемной связи
(обменная мощность между энергосистемами), может быть определена
формулой, аналогичной (1.4):
Л>.м ^maxsinfl,
JJ* ^max - пропускная способность линии электропередачи, равная
max : U\U\ilZ\ в —относительный (взаимный) фазовый угол линии
электропередачи, определяющий сдвиг по фазе магнитных полюсов
Риторов эквивалентных электрических машин / и //; U\ и Uu - напря-
связ Я В ЭНерг0системах / и //; Z - полное сопротивление межсистемной
систеРИ -неизменных напряжениях мощностная характеристика меж-
оси ^[Н0И связи не отличается от приведенной на рис. 1.8, при этом по
заннью^1?1 СЛедует вмест° ^г поставить Р0.м. Остаются в силе выска-
лельно"В соображения об области статической устойчивости парал-
и работы энергосистем (0 < в < 90°), о диапазонах неустой-
35
чивых режимов (90° < в < 180°) и обратного перетока мощности
по межсистемной связи (180° < в < 360°).
Объединение энергосистем облегчает решение задачи регулирования
частоты. Это связано с тем, что при увеличении или уменьшении частоты
вращения генераторов той энергосистемы, где произошло возмущение^!
изменяется взаимный фазовый угол между эквивалентными роторами
связанных между собой энергосистем. При этом изменяется мощность]
передаваемая по межсистемной связи к возмущенной энергосистеме
или от нее. Изменение перетока мощности по межсистемной связи
обеспечивает помощь в регулировании частоты возмущенной энерго-
системе со стороны соседних энергосистем. Но это изменение фазового]
угла в приносит положительный эффект, если значения в не превы-
сят^0.
Аварии в энергосистемах. Обычно при эксплуатации энергосистем
по экономических соображениям применяют сравнительно небольшие]
запасы пропускной способности межсистемных линий электропередачи,
как правило, не превышающие 20% Ртах, чему соответствует расчетный
фазовый угол в » 60°. При колебаниях частоты в отдельных частях
объединения взаимный фазовый угол линии электропередачи 8 может
превысить критическое значение, при котором нарушается устойчивость,
энергообъединения. При этом возникнут колебания перетоков мощности
PQmM по линии электропередачи, амплитуды которых могут превысить,
исходное значение передаваемой мощности, причем могут меняться
даже направления перетоков, что вызовет дополнительные возмущения
в каждой из энергосистем. Особенно серьезные последствия такие про-
цессы могут вызывать в сложных энергообъединениях, где межсистем-
ными связями соединено большое число отдельных энергосистем. Там
нарушение устойчивости какой-либо из межсистемных связей может
лавинообразно приводить к потере устойчивости других связей, созда-
вая глобальную аварию. Такие глобальные аварии с полным прекра-
щением энергоснабжения в обширных районах за последние 25 лет
были в США, Японии, Австралии и других странах, сопровождаясь гро-
мадным экономическим ущербом.
Следует иметь в виду, что большие изменения взаимного фазового
угла между эквивалентными роторами двух связанных частей энер-
гообъединения не обязательно сопровождаются значительными откло-
нениями частоты. Допустим, например, что исходный фазовый угол
был равен 60°. Если после возникновения дефицита мощности частота:
вращения роторов генераторов в приемной части энергообъединения
уменьшится на 1 об/мин по сравнению с передающей, то столь незначи-
тельное изменение частоты в приемной системе не выйдет за пределу
нечувствительности регуляторов турбин. В то же время за 1 мин ротор!»
генераторов приемной системы повернутся на 360° относительно рото*
ров генераторов передающей системы. Критическое же значение фазо-
вого угла 90° будет достигнуто за 5 с. Приведенный пример показывает,
36
пля предотвращения аварийной ситуации нужна ликвидация дефи-
са мощности за очень короткое время.
Безусловно, важное значение имеет повышение надежности линий
тропередачи. однако это непростая задача. Главные причины аварий-
IX ситуаций — ложные срабатывания и отказы коммутационной аппа-
атуры, обрывы линий электропередачи под влиянием гололеда, нали-
пания снега, сильного ветра, короткие замыкания из-за пробивания
воздушного промежутка между фазами при повышенной влажности
воздуха в результате сближения проводов из-за порывов ветра и пр.
Надо всемерно добиваться повышения надежности релейной защиты,
коммутационной аппаратуры с тем, чтобы свести к минимуму их от-
казы. Наиболее трудно бороться с авариями, вызванными стихийными
явлениями.
Увеличение запаса пропускной способности линий электропередачи
повышает надежность тех линий, которые в аварийной ситуации остались
в работе. Однако оно связано со снижением передаваемой мощности
в нормальных режимах, что уменьшает экономическую эффективность
использования линии. Следует также иметь в виду, что на практике
развитие электрической сети нередко отстает от ввода новых энерге-
тических мощностей и источников потребления энергии. Вследствие
этого запас пропускной способности таких линий электропередачи
со временем сокращается. Поэтому главные пути предотвращения
аварий в энергосистемах — воздействие на энергетические агрегаты или
сокращение энергопотребления.
Роль энергетических агрегатов в против о аварийном управлении
энергосистемами. При возникновении аварийных ситуаций необходимо
экстренное регулирование мощности энергоблоков с целью сохранения
устойчивости параллельной работы отдельных электростанций или
энергообъединения в целом. Выявление аварийной ситуации произво-
дится противоаварийной автоматикой энергосистемы. Она же выра-
батывает команду (управляющее воздействие) на изменение мощности
энергоблоков, вводимую в обычно применяемые электрогидравлические
системы регулирования турбин через быстродействующие электро-
гидравлические преобразователи [21].
Условия возникновения системных аварий и способы их ликви-
дации разнообразны. Так, при отключении межсистемной связи воз-
ожно выделение изолированной энергосистемы с избытком мощности.
^ля предотвращения чрезмерного повышения частоты в ней требуется
строе уменьшение генерируемой мощности. Если образовалась изо-
P ванная энергосистема с дефицитом мощности, необходимо быстрое
ког Чение мои1Ности, вырабатываемой турбоагрегатами. В тех случаях,
Щен эсРФективность этого оказывается недостаточной для предотвра-
нию глубокого снижения частоты, приходится прибегать к отключе-
ти потребителей автоматической частотной разгрузкой,
ичны аварийные ситуации, при которых отключение какой-либо
37
линии электропередачи приводит к выделению нескольких энергосистем,
соединенных между собой слабыми связями. Наибольшие трудности
представляет при этом случай аварийного дефицита мощности в выде-
лившейся части энергосистемы. При этом быстро возрастает взаимный
фазовый угол линии электропередачи, что может привести к нарушению
устойчивости параллельной работы отделившихся энергосистем. Для
предотвращения этого необходимо увеличение мощности, вырабаты-
ваемой агрегатами приемной системы, в течение одной или нескольких
секунд. Повышению устойчивости объединенной энергосистемы при
подобных авариях способствует также кратковременная разгрузка
агрегатов передающей системы, приводящая к некоторому общему
снижению частоты в энергообъединении. Действие регуляторов частоты
вращения энергетических агрегатов в этом случае должно блокироваться
противоаварийной автоматикой. Скорость снижения мощности должна
быть не меньшей, чем при экстренном ее наборе.
Требования к динамическим характеристикам энергетических бло-
ков. Следует четко представить, что эти требования носят ориентировоч-
ный характер, так как вследствие разнообразия аварийных ситуаций
и предаварийного состояния энергосистем затруднительно однозначно
ответить, какова должна быть приемистость агрегатов для предотвра-
щения системных аварий и на какие аварии необходимо ориентироваться
при этой оценке. Прежде всего надо иметь в виду, что формулирование
этих требований представляет собой технико-экономическую задачу,
при решении которой должны сопоставляться затраты, связанные с по-
вышением приемистости блоков и быстродействия их систем регу-
лирования, и экономический эффект от предотвращения тех или иных
системных аварий. Оценка последнего на стадии проектирования блоков
с учетом вероятностного характера аварий в энергосистемах крайне
затруднительна. Кроме того, надо учитывать, что при существующих
конструкциях основного оборудования энергоблоков и их тепловых
схемах в отдельных наиболее тяжелых аварийных ситуациях никакое
реально достижимое повышение приемистости не предотвратит аварии.
В других же ситуациях авария может быть предотвращена при сравни-
тельно медленном изменении мощности (даже за десятки секунд).
Первая группа требований регламентирует поведение энергоблоков
при синхронных качаниях электрической мощности и частоты в энерго-
системах, которые в ряде случаев возникают при периодических возму-
щениях в энергосистеме. Сами по себе эти качания при небольших ампли-
тудах колебаний могут не представлять опасности для устойчивости
энергосистем. Однако в процессе синхронных качаний возможно само-
произвольное снижение мощности энергоблоков. Это обусловлено
неодинаковыми скоростями перемещения регулирующих клапанов
турбин в сторону закрытия и открытия, наличием упоров, ограничи-
вающих возможное открытие регулирующих клапанов турбин, и дру-
гими причинами. Снижение мощности блоков может увеличить ампли-
38
туду колебаний мощности в энергосистеме и само явиться источником
системной аварии. Поэтому к энергоблокам тепловых и атомных элек-
тростанций предъявляется требование, чтобы при длительных синхрон-
ных качаниях средняя мощность турбины не снижалась более чем на
10—15% ее исходного значения и не повышалась более чем на 5%.
Вторая группа требований относится к энергоблокам передающей
энергосистемы, отделившейся при отключении межсистемной связи
с избытком вырабатываемой мощности, а также к агрегатам передающей
системы при возникновении дефицита мощности в приемной части
энергообъединения. В обоих случаях необходимо быстрое снижение
мощности турбин. Требования к скорости снижения мощности не отли-
чаются от аналогичных требовании при полных сбросах нагрузки. При
этом должна быть обеспечена возможность сколь угодно длительной
работы блока при новом значении мощности в пределах регулировоч-
ного диапазона. Если же мощность снижена до значений, выходящих
за пределы регулировочного диапазона, должна быть допустима кратко-
временная работа блока с этой мощностью с последующим ее восстанов-
лением до значений, лежащих в пределах регулировочного диапазона.
В тех случаях, когда причиной системной аварии является короткое
замыкание в линиях электропередачи, необходима быстрая импульсная
разгрузка турбин. Третья группа требований определяет необходимые
импульсные характеристики турбины. При этом должна быть обеспе-
чена возможность регулирования в широких пределах глубины и ско-
рости изменения мощности за счет подачи управляющих воздействий
различной интенсивности. Запаздывание начала снижения мощности
не должно быть более того значения, при котором через ОД—0,2 с после
подачи управляющего воздействия мощность турбины уменьшится
не менее чем на 5% номинального значения. В дальнейшем мощность
турбины должна снижаться от уровня, соответствующего 95% номиналь-
ной, до мощности нагрузки собственных нужд не более чем за 0,5—0,7 с,
при этом в интервале от 95 до 50% — не более чем за 0,3 с. Для уменьше-
ния степени возможного переторможения генератора восстановление
мощности должно начаться не позже, чем через 0,2—0,3 с после подачи
воздействия на обратное увеличение мощности.
Четвертая группа требований определяет скорость набора мощ-
ности энергоблоками при ликвидации аварийных дефицитов мощности
в приемных энергосистемах или системах, отделившихся от энер-
гообъединения с дефицитом мощности. Такие блоки должны обеспечить
быстрое увеличение вырабатываемой мощности на 10% за 1—2 с.
Поскольку требуемая для предотвращения системных аварий ско-
рость изменения мощности не может быть достигнута на гидроэлектро-
станциях, основная тяжесть противоаварийного управления энерго-
системами ложится на паровые турбины тепловых и атомных электро-
станций. Увеличение доли АЭС в общей установленной мощности энерго-
39
систем остро ставит задачу привлечения их агрегатов к противоаварий-
ному управлению энергосистемами. Для агрегатов АЭС задача предот-
вращения или локализации системных аварий представляется еще
более важной, чем для ТЭС. Это связано с необходимостью аварийного
расхолаживания реактора после полного его останова. Как показывают
уроки крупных системных аварий, при этом возможно полное прекра-
щение внешнего энергоснабжения собственных нужд станции.
Хотя для отвода теплоты от активной зоны реактора в течение
промежутка времени до запуска и разворота двигателей внутреннего
сгорания, обеспечивающих аварийное энергоснабжение собственных
нужд, применяют специальные средства (выполнение главных цирку-
ляционных насосов с большими маховыми массами, использование
энергии выбега турбогенератора при его остановке для питания главных
циркуляционных насосов и др.), участие агрегатов АЭС в противоава-
рийном управлении уменьшает опасность развала энергосистемы и тем
повышает надежность самой станции. Принципиально скорость измене-
ния нагрузки у турбоагрегатов АЭС при их участии в противоаварийном
управлении энергосистемами должна быть такой же, как у агрегатов
ТЭС Следует, однако, иметь в виду, что поскольку АЭС работают
преимущественно в базовой части графиков нагрузки, требование ава-
рийного подхвата мощности агрегатами АЭС в современных условиях
имеет ограниченное значение, хотя его роль с течением времени будет
возрастать. Главным же способом участия АЭС в противоаварийном
управлении энергосистемами следует считать экстренную разгрузку
турбин (во многих случаях с последующим полным или частичным
восстановлением мощности).
Кратковременная разгрузка турбин АЭС, работающих в двухкон-
турных схемах энергоблоков, из-за большой инерции парогенераторов,
практически не оказывает влияния на режим работы реактора и опре-
деляется исключительно динамическими характеристиками турбины
и ее регулирования. Сказанное не относится к импульсным разгрузкам
с последующим ограничением мощности. Для одноконтурных энерго-
блоков АЭС с кипящими канальными реакторами даже кратковре-
менное изменение расхода пара при импульсной разгрузке изменяет
режим реактора и существенно влияет на его нейтронно-физические
характеристики. Избежать этого можно, если одновременно с закрытием
регулирующих клапанов турбин открывать паросбросные устройства,
отводящие пар в обвод турбин в конденсаторы или деаэратор, поддер-
живая тем неизменным суммарный расход пара, выходящего из реак-
тора.
Глава вторая
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БЛОК КАК ЕДИНЫЙ ОБЪЕКТ ЭКСПЛУАТАЦИИ
2.1. Характерные режимы эксплуатации АЭС
Все многообразие эксплуатационных режимов энергоблоков АЭС
может быть сведено к трем большим группам: нормальные режимы,
режимы с ограничениями технологических параметров и аварийные
режимы.
К нормальным режимам эксплуатации относятся все стационарные
и переходные режимы энергоблока, связанные с основной технологи-
ческой задачей энергоблока — выработкой заданного количества элек-
трической энергии, при которых все технологические параметры, опре-
деляющие надежность оборудования, находятся в пределах, разрешен-
ных правилами технической эксплуатации и другими нормативными
документами. В числе нормальных режимов — пуски энергоблока из
разных исходных состояний; стационарные режимы* при любом уровне
мощности в пределах регулировочного диапазона; переходные режимы,
связанные с изменением мощности энергоблока; плановые остановы;
расхолаживание реактора; перегрузка топлива. В число стационарных
режимов входят режим работы с номинальной мощностью Рном (номи-
нальный режим) и режимы работы с мощностью, меньшей номи-
нальной. Такие режимы называют режимами работы с час-
тичными нагрузками или, для краткости, частичными
режимами. Совокупность различных стационарных режимов обычно
называют переменными режимами энергоблока [52]. В ста-
ционарных нормальных режимах блок может работать неограниченно
долгое время. В нормальных режимах энергоблок работает подав-
ляющую часть своего срока службы.
В процессе эксплуатации энергоблока иногда возникают нештатные
ситуации, связанные с отказом части входящих в состав блока парал-
* Говоря о стационарных режимах энергоблока, следует иметь в виду не-
однозначность этого понятия. С позиций потребителя энергии переходный ре-
жим блока заканчивается и наступает стационарный режим в момент, когда
электрическая мощность стабилизировалась. Однако еше несколько минут после
этого продолжаются переходные тепловые процессы в парогенераторах. Неста-
ционарные ксеноновые и самариевые процессы в активной зоне реактора могут
Продолжаться несколько часов и даже суток после стабилизации тепловых про-
цессов в оборудовании, а процесс выгорания топлива, непрерывно изменяющий
его состав, позволяет говорить о стационарном режиме активной зоны лишь с из-
вестной условностью.
41
лельно работающих агрегатов (например одного-двух главных цирку-
ляционных насосов) или с такой неисправностью того или иного элемен-
та блока, при которой этот элемент не может работать при каких-либо
режимах, но вполне может продолжать функционировать в других
режимах. В таких нештатных ситуациях не требуется останов блока,
он может продолжать работу с определенными ограничениями мощности
или иных технологических параметров. Ремонт же вышедшего оборудо-
вания может быть произведен без останова блока или отложен до его
очередного планового останова. Эту группу режимов называют р е -
жимами с ограничениями технологических пара-
метров (нештатными режимами). Поскольку причины, вынуж-
дающие ограничивать технологические параметры, различны, эта группа
режимов, при сравнительно малом времени работы в них, весьма обшир-
на. Продолжительность непрерывной работы в нештатном режиме обыч-
но не ограничивается.
Аварийные режимы связаны с отказом или поврежде-
ниями тех или иных элементов блока, отклонением за допустимые
пределы технологических параметров, что создает угрозу безопасности
дальнейшей эксплуатации блока. В таких режимах требуется либо немед-
ленный останов блока, либо в отдельных случаях немедленное глу-
бокое снижение его мощности до тех пределов, при которых восста-
новятся допустимые значения технологических параметров, с дальней-
шим ограничением разрешенных значений мощности.
Среди многообразия аварийных режимов особое место занимают
те режимы и ситуации, которые могут привести к повреждению ядер-
ного топлива или к радиоактивному загрязнению помещений станции,
а тем более к радиоактивному загрязнению территории за пределами
станции, а также иметь другие последствия, влияющие на ядерную
и радиационную безопасность АЭС К таким режимам относятся, в част-
ности, аварийные режимы, связанные с незапланированным изменением
реактивности реактора (неконтролируемое извлечение поглощающих
сборок СУЗ реактора или дополнительных стержней-поглотителей,
уменьшение концентрации жидкого поглотителя в теплоносителе и
т. п.); режимы работы с аварийным сокращением расхода теплоноси-
теля активной зоной или отдельными технологическими каналами
реактора, а также расхода питательной или подпиточной воды; режи-
мы работы с появлением неплотностей, приводящих к большим или
малым течам теплоносителя, а также из отдельных технологических
каналов; режимы работы с нарушением герметичности оболочек твэ-
лов и увеличением активности теплоносителя; режимы работы с по-
вреждением главных паропроводов АЭС; режимы работы с потерей
электрического питания (обесточиванием) цепей собственных нужд
АЭС и др.
42
2.2. Взаимосвязь технологических процессов эксплуатации
элементов энергоблока
Главные составные элементы энергоблока АЭС — ядерная паро-
производящая установка (ЯППУ), паротурбинная установка (ПТУ)
и электрический генератор. В состав блока входит также ряд систем,
не участвующих в работе при нормальных режимах эксплуатации, но
обеспечивающих его безопасность при аварийных режимах.
Структура ядерной паропроизводяшей установки зависит от типа
реактора и принятой тепловой схемы блока. ЯППУ блока с водо-водя-
ным энергетическим реактором (ВВЭР) с двухконтурной тепловой
схемой включает в себя (рис. 2.1, а) реактор, парогенераторы, главные
циркуляционные насосы (ПДН), а также компенсаторы давления, пред-
назначенные для компенсации изменений объема теплоносителя и под-
держания заданного давления в первом контуре при изменениях режима
работы энергоблока. Отечественные блоки с реакторами ВВЭР выполня-
ются с горизонтальными парогенераторами. За рубежом находят при-
менение также вертикальные и прямоточные парогенераторы. Тепло-
носитель — вода под высоким давлением, проходя через активную зону
реактора, воспринимает теплоту от оболочек твэлов. Из реактора он
направляется в парогенераторы, проходя по трубам которых, отдает
полученную в реакторе теплоту через поверхности теплообмена нагре-
ваемому теплоносителю — воде более низкого давления, проходящей
в межтрубном пространстве парогенератора. Отдав теплоту в парогене-
раторах теплоносителю второго контура, греющий теплоноситель
главными циркуляционными насосами возвращается в реактор.
Совокупность реактора, тракта парогенераторов для прохода греющего
теплоносителя и главных циркуляционных насосов образует первый
контур энергоблока. На один реактор в ЯППУ обычно приходится
несколько парогенераторов. Соответственно этому первый контур
включает в себя несколько петель. Для обеспечения безопасной экс-
плуатации ЯППУ этого типа нельзя допустить ни при каких режимах
вскипания теплоносителя в первом контуре. За счет теплоты, получен-
ной от теплоносителя первого контура, в межтрубном пространстве
парогенератора происходит частичное испарение воды. В барабане, куда
подается образовавшаяся пароводяная смесь, из нее выделяется насы-
щенный пар, направляемый по главным паропроводам в турбину. Пита-
тельная вода, полученная при конденсации пара после турбины, допол-
ненная сливами сепарата, конденсата греющего пара из подогревателей,
а также добавками химически очищенной воды, питательными насосами
возвращается в барабаны парогенераторов. Тракт, по которому прохо-
дит этот теплоноситель низкого давления, включающий в себя межтруб-
Ное пространство парогенераторов, главные паропроводы, проточную
часть турбины, конденсатор, систему регенеративного подогрева пита-
43
тельной воды, а также проточные части конденсатных и питательных
насосов, образует второй контур энергоблока.
ЯППУ блока с канальным водо-графитовым реактором, имеющего
одноконтурную тепловую схему (рис. 2.1, 6"), включает в себя реактор,
барабаны-сепараторы, в которых из пароводяной смеси, образовав-
шейся в технологических каналах реактора, выделяется насыщенный
пар, направляемый в турбины, и контур многократной принудительной
циркуляции (КМПЦ), в котором оставшаяся после отделения пара
вода возвращается главными циркуляционными насосами из бараба-
нов-сепараторов в технологические каналы реактора. В барабаны-сепа-
раторы питательными насосами подается питательная вода из системы
регенеративного подогрева питательной воды турбоустановок. В неко-
торых типах канальных реакторов (например, АМБ блоков Белоярской
АЭС) в специальных технологических каналах организован ядерный
перегрев пара. Насыщенный пар из барабанов-сепараторов поступает
в эти перегревательные каналы; полученный перегретый пар направля-
ется в турбину.
■-&-
в)
ВД
л •'
г 7
ил 3-
6
IfeJ
Рис.2.1. Принципиальные схемы ЯППУ: а — с реактором ВВЭР; б — с реактором
РБМК; в - с реактором БН
1 — реактор; 2 — паровая турбина; 3 — электрический генератор; 4 — конден-
сатор; 5 — питательный насос; б - ГЦН; 7 - компенсатор давления; 8 — паро-
генератор; 9 - промежуточный теплообменник
ЯППУ энергоблока с реактором БН (рис. 2.1, в), имеющего трех-
контурную тепловую схему, включает в себя реактор, в котором тепло-
та ядерных реакций воспринимается теплоносителем — жидким нат-
рием, теплообменный аппарат, в котором теплота от радиоактивного
натрия первого контура передается нерадиоактивному (чистому) тепло-
носителю второго контура — также жидкому натрию, парогенераторы,
в которых за счет теплоты теплоносителя второго контура происходит
испарение теплоносителя третьего контура — воды и перегрев образо-
вавшегося пара, а также натриевые насосы первого и второго контуров.
Промежуточный второй контур выполнен для предотвращения контакта
44
радиоактивного натрия с водой при неплотностях в парогенераторах, что
повышает безопасность энергоблока. Вспомогательными системами
ЯППУ этого типа являются системы заполнения и опорожнения, а также
разогрева натриевых контуров.
В энергоблоках АЭС на один реактор принимают от одной до трех
турбоустановок. Энергоблоки с реакторами ВВЭР-1000 (кроме V бло-
ка Нововоронежской АЭС) выполнены по моноблочному принципу:
на один реактор — одна турбоустановка. Аналогичный принцип заложен
в проекте энергоблока БН-800. Энергоблоки ВВЭР-440, РБМК-1000,
РБМК-1500 и БН-1600 (проект) основаны на дубль-блочном принципе:
на один реактор — две турбоустановки. В блоке БН-600 с одним реак-
тором работают три турбоустановки.
Оценивая моноблочное и дубль-блочное исполнение турбоустановок,
следует иметь в виду, что блоки с двумя турбинами требуют больших
капитальных затрат, чем блоки с одной турбиной. Вместе с тем надеж-
ность дубль-блочных схем оказывается большей, чем моноблочных
[5]: аварийное отключение турбины в моноблоке приводит к полному
отказу блока, в дубль-блоке же при аварийном отключении одной тур-
бины блок может продолжать работу с мощностью, равной 50% номи-
нальной. Это обстоятельство имеет существенное значение, тем более,
что, как показывает практика, число отказов турбоустановок в про-
цессе эксплуатации АЭС превышает число отказов ЯППУ. Поэтому при
проектировании АЭС вопрос выбора числа турбоустановок, приходя-
щихся на один реактор, представляет собой технико-экономическую
задачу, в которой сопоставляются два фактора, действующие в про-
тивоположные стороны: сокращение капитальных затрат при переходе
к моноблочным схемам и увеличение при этом эксплуатационных за-
трат, связанных со снижением надежности блока. Общая тенденция
мировой ядерной энергетики — преимущественное применение моно-
блочных схем.
Паротурбинная установка включает в себя турбину, конденсаторы,
систему регенеративного подогрева питательной воды, состоящую
из подогревателей низкого давления (ПНД), деаэратора, подогревателей
высокого давления (ПВД) *, сепаратор — промежуточный перегреватель
(СГТП) или промежуточный пароперегреватель (для турбоустановок
перегретого пара), конденсатные, бустерные и питательные насосы.
В тепловую схему ПТУ нередко включают приводные турбины пита-
тельных насосов (для блоков ВВЭР-1000) со своими конденсаторами.
Технологический режим эксплуатации блока включает в себя сово-
купность технологических режимов работы его составных элементов.
* Подогреватели высокого давления применяются не на всех блоках АЭС,
в частности, их не применяют на блоках с реакторами РБМК по соображениям
надежности работы реактора.
45
Главная технологическая задача энергоблока АЭС — выработка тре-
буемого количества электрической энергии при предписанных значениях
ее параметров. При выполнении этой задачи в составных элементах бло-
ка происходят разнообразные по своей природе физические процессы:
нейтронно-физические процессы в активной зоне реактора, тепловые
процессы в реакторе, парогенераторах, системе регенеративного подо-
грева питательной воды, тепломеханические и газодинамические про-
цессы в турбине, электромеханические и электромагнитные процессы
в электрическом генераторе и системе возбуждения. Эти процессы
сопровождаются многократными превращениями энергии.
Физические процессы, происходящие в разных элементах блока,
оказывают существенное взаимное влияние друг на друга. Отклонение
режима какого-либо из элементов в большей или меньшей мере влияет
на другие элементы, причем это влияние является двухсторонним,
распространяясь как на последующие, так и на предшествующие по
технологическому процессу элементы. Такое влияние существует и для
блоков тепловых электростанций [22], однако для блоков АЭС оно
оказывается значительно большим. Так, например, изменение положения
регулирующих клапанов турбины, с одной стороны, меняет ее мощ-
ность, а с другой — из-за сопутствующего перемещению клапанов изме-
нения давления насыщенного пара перед турбиной изменяет также его
температуру. В блоках с реакторами ВВЭР из-за изменившихся условий
теплообмена в парогенераторах при этом изменяется средняя темпе-
ратура теплоносителя в первом контуре, что из-за температурного
эффекта высвобождает положительную или отрицательную реактивность
реактора, вызывая изменение его мощности. Таким образом, изменение
режима одного элемента энергоблока АЭС изменило режимы работы
всех остальных элементов без всякого воздействия на их органы регу-
лирования только за счет взаимного влияния физических процессов
в них. На энергоблоках же ТЭС аналогичное изменение параметров пара
не влияет на топочные процессы в котле и без воздействия системы
регулирования котла не меняет тепловыделения в топке, т. е. взаимное
влияние элементов проявляется для энергоблоков АЭС в большей мере.
Вследствие отмеченного взаимного влияния друг на друга составных
элементов энергетический блок АЭС следует рассматривать как единое
целое. Энергетический блок представляет собой сложный многоагрегат-
ный объект эксплуатации со многими технологическими параметрами,
определяющими ее качество. Среди них потребитель электрической
энергии регламентирует лишь мощность, а также частоту и напряжение,
характеризующие количество и качество отдаваемой во внешнюю сеть
электрической энергии. Эти параметры будем в дальнейшем называть
внешними технологическими параметрами. Внешние параметры
должны поддерживаться автоматически или вручную с точностью, пред-
писанной потребителем.
46
Напряжение на шинах генератора поддерживается автоматически
регулятором возбуждения. Электромагнитные и электромеханические
процессы при регулировании возбуждения протекают намного быстрее
тепломеханических процессов в других элементах блока. К тому же
непосредственное влияние этих процессов друг на друга носит односто-
ронний характер: тепломеханические процессы, изменяющие мощность
турбины, вызывают отклонения напряжения; обратного влияния не на-
блюдается. Отклонения частоты электрического тока, воспринимаемые
соответствующими регуляторами при первичном и вторичном регули-
ровании частоты (см. гл. 1), вызывают изменения мощности турбины.
В связи с отмеченным в большинстве практических ситуаций, связанных
с нормальными режимами эксплуатации, можно с достаточным для
практических целей приближением ограничиться рассмотрением мощ-
ности турбины в качестве единственного для блока внешнего техно-
логического параметра. При этом можно не учитывать процессов в элек-
трической части блока. Поэтому в дальнейшем под термином "энерго-
блок", если не сделано особых оговорок, будем понимать совокупность
ЯППУиПТУ.
Остальные — внутренние технологические пара-
метры энергоблока жестко не регламентируются потребителем.
К их числу относятся, в частности, давление пара перед стопорными
клапанами турбины, средняя температура теплоносителя в первом
контуре (для двух- и трехконтурных тепловых схем энергоблоков),
угловые скорости питательных насосов, температура графитовой клад-
ки (для канальных реакторов) и др. Различные технологические пара-
метры не в одинаковой мере влияют на выполнение основной технологи-
ческой задачи блока, этим определяется их разный ранг.
Один и тот же конечный результат, интересующий потребителя,
может быть получен при различных сочетаниях внутренних технологи-
ческих параметров. Так, например, снижение мощности турбины от
номинальной до половинной может быть осуществлено прикрытием
наполовину регулирующих клапанов турбины при сохранении неизмен-
ным давления пара перед стопорными клапанами либо соответ-
ствующим снижением давления пара при поддержании регулирующих
клапанов турбины полностью открытыми. Вследствие этого принци-
пиально возможно применение различных программ регулиро-
вания (программ эксплуатации) энергоблоков — закономерностей
изменения стационарных значений внутренних технологических парамет-
ров от мощности турбины (внешнего параметра). Составными частями
общей программы регулирования блока являются подпрограммы
регулирования его элементов, представляющие собой стати-
ческие характеристики изменения внутренних технологических пара-
метров низших рангов в зависимости от режима блока. Одна и та же
Программа регулирования блока может быть реализована, например,
47
при различных подпрограммах регулирования угловой скорости пита-
тельного насоса.
Из сказанного вовсе не следует делать вывод, что внутренние техно-
логические параметры являются второстепенными, малозначащими
и могут изменяться произвольно. Применительно к столь ответствен-
ному оборудованию, как реактор, парогенераторы, турбины, принятые
значения по меньшей мере многих из внутренних технологических
параметров определяют надежность и безопасность его эксплуатации.
От выбора тех или иных значений внутренних технологических парамет-
ров в немалой мере зависят экономичность блока и его маневренные
возможности. Поэтому при выборе и поддержании внутренних техноло-
гических параметров не может быть вседозволенности. Вместе с тем
отсутствие жестко заданного, однозначного значения какого-либо из
этой группы параметров допускает его выбор из разных значений в пре-
делах заранее определенного диапазона допустимых отклонений. Это
расширяет эксплуатационные возможности.
В переходных режимах энергоблока режимы его составных элемен-
тов могут изменяться в различной последовательности, характеризуемой
способом управления энергоблоком. Так, можно перевести
сначала на новый режим работы реактор с тем, чтобы турбина следовала
за ним. Такой способ управления называют первичным управ-
лением реактором. На практике применяют также и противо-
положный способ — первичное управление турбиной,
при котором сначала изменяется режим ее работы, а ЯППУ следует
за турбиной.
Отличие между понятиями программы регулирования и способа
управления состоит в том, что программа регулирования характеризует
значения внутренних технологических параметров в стационарных
режимах, а способ управления характеризует переходный процесс от
одного стационарного режима к другому. Любая программа регули-
рования может сопровождаться переходом от одного режима к дру-
гому как первичным управлением реактором, так и первичным управ-
лением турбиной, и наоборот, каждый из этих способов может быть
применен при любой программе регулирования.
Выбор программы регулирования определяется соображениями
обеспечения надежности и безопасности всех элементов блока, технико-
экономическими соображениями и маневренными характеристиками.
Для блоков с реакторами ВВЭР находят применение программа
регулирования с постоянной средней температурой Tfp теплоносителя
в первом контуре (рис. 2.2, а), обеспечивающая изменение мощности
блока при почти неизменном положении управляющих стержней реак-
тора; программа с постоянным давлением пара рц во втором контуре
(рис. 2.2, б); со скользящим давлением пара во втором контуре при
неизменном положении т регулирующих клапанов турбины (рис. 2.2, в)
48
или комбинированная (компромиссная) программа (рис. 2.2, г), вклю-
чающая в себя для разных диапазонов нагрузок первую и вторую про-
граммы. Для энергоблоков с реакторами РБМК и БН применяется
преимущественно программа регулирования с постоянным давле-
а)
-ср
1>
Р//>
т
Л
ср
5)
'п
Рп>
m
Л_
m
6)
fP
m,
Рп
^1
m
Рис.2.2. Характеристики энергоблоков АЭС с водо-водяными реакторами при
различных программах регулирования: а - с постоянной средней температурой
теплоносителя в первом контуре; б — с постоянным давлением пара во втором
контуре; в — со скользящим давлением во втором контуре; г — комбиниро-
ванная (компромиссная) программа
Р — мощность блока; Т*р* — средняя температура теплоносителя в первом кон-
туре; pj, — давление пара во втором контуре; т— координата, характеризую-
щая положение регулирующих клапанов турбины
нием пара перед турбинами. Способ управления влияет на динамические
качества блока, его маневренность и надежность, но не влияет на стати-
ческие характеристики, т. е. на возможность реализации выбранной
программы регулирования.
49
2.3. Надежность энергетического блока
Согласно определению, данному во введении [31], под надежностью
понимается свойство ядерного энергоблока сохранять во времени в уста-
новленных пределах значения основных параметров - располагаемой
мощности Рр(0 и параметра радиационной обстановки А (г), характе-
ризующих способность блока выполнять требуемую функцию в задан-
ных режимах и условиях применения, технического обслуживания
и ремонтов. При этом установленные пределы должны удовлетворять
следующим неравенствам:
Л> (О > Р™ (О;
(2.1)
А (г) < АДОП)
где Ртр(0 - требуемое значение электрической мощности, опреде-
ляемое графиком нагрузки; Лдоп - допустимое по санитарным нормам
для нормальной эксплуатации АЭС значение параметра A (J).
Неравенства (2.1) называют условиями полной работоспо-
собности энергоблока. Их выполнение - необходимое и до-
статочное условие такого состояния энергоблока, при котором
он способен безо всяких ограничений выполнять требуемую функцию,
причем значения регламентирующих параметров соответствуют требо-
ваниям нормативно-технической документации.
Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния
энергоблока, называют его отказом. Отказ является случайным
событием. Момент перехода энергоблока из работоспособного в нерабо-
тоспособное состояние заранее неизвестен. Именно этим и обусловлена
проблема надежности.
Различают полные и частичные отказы. При полном отказе
происходит полная потеря работоспособности энергоблока. При этом
или его располагаемая мощность становится ниже минимального уровня
/>min (обычно примерно равного мощности собственных нужд энерго-
блока), при котором еще допустима передача энергии потребителю,
или параметр радиационной обстановки превышает допустимое значе-
ние, т. е.
0< Pv(t) < Pmin или А (О > Л доп.
(2.2)
При частичном отказе энергоблока располагаемая мощ-
ность Рр (г) меньше требуемой, но не меньше уровня Pmin, т. е. энерго-
блок в состоянии частично обеспечить требуемый график нагрузки;
при этом параметр А (г) не превышает допустимого значения:
Лшп < Рр (О < ^тр (О ;
A {t) < -4Доп-
(2.3)
50
Такое состояние энергоблока называют состоянием частичной
работоспособности.
Каждая точка на диаграмме возможных состояний ядерного энерго-
блока (рис. 2.3), построенной для фиксированного момента времени
t, характеризует конкретное состояние ядерного энергоблока с точки
зрения работоспособности. Области 1, расположенной между значениями
номинальной мощности Рном и требуемой в данный момент Ртр(0,
соответствуют полностью работоспособные состояния, а области 2 —
частично работоспособные состояния. Точки в областях 3, 4 и 5 соответ-
ствуют полностью неработоспособным состояниям.
Ppft)
ном
Pi
р*
р+
О .
mm
0 Адоп Акр A(t)
Рис. 2.3. Диаграмма возможных состояний ядерного энергоблока
Любой выход ядерного блока за пределы областей 1 и 2 с попа-
данием в области 3, 4, 5 неработоспособных состояний означает его
полный отказ. Момент отказа совпадает с моментом пересечения траек-
торией точки, характеризующей состояние блока, границ областей нера-
ботоспособных состояний, определяемых линиями Pmin и Ааоп. Пере-
ход блока из области 1 в область 2 характеризует частичный отказ
блока. При Ртр(1) < Рном возможны два варианта такого перехода,
обусловленные разными причинами. Первый вариант (частичный
отказ первого рода) обусловлен частичным отказом обору-
дования, вследствие чего располагаемая мощность Pp(t) становится
меньше требуемого в данный момент значения Ртр(г)> причем это по-
следнее в данный момент времени остается неизменным. Второй вариант
(частичный отказ второго рода) связан также с частичным
отказом какого-либо элемента блока, но проявляется не в момент
отказа tx, а позднее. Допустим, в момент отказа tx располагаемая
51
•
п^иня
ННН
ш^шшшшшмж.
мощность Pp(t) стала меньше номинальной РНОм> но в этот момент
энергосистемой от блока требовалась мощность P-rp(tx)> меньшая
нового значения располагаемой мощности. Так как при этом выпол-
няются неравенства (2.3), то формально блок находится в полностью
работоспособном состоянии. В последующем, в тот момент времени fz,
когда в соответствии с графиком нагрузки в энергосистеме возникает
необходимость увеличения требуемой мощности, ее новое значение
/>Tp(fz) оказывается больше располагаемой мощности Рр. Этому мо-
менту времени соответствует переход блока в частично работоспособное
состояние, хотя никаких новых отказов оборудования в этот момент
времени не произошло. Таким образом, частичный отказ второго рода
представляет собой отложенный частичный отказ первого рода.
Так как действительная причина отказа состоит не в повышении
требований к блоку, а в фактическом отказе оборудования, то в даль-
нейшем мы ограничимся анализом только собственной (внутренней)
надежности энергоблока и рассмотрением лишь отказов первого рода.
Полные отказы относятся к отказам первого рода. При базовом режиме
работы, когда в течение всего времени требуется номинальное значение
мощности, область 1 на рис. 2.3 вырождается в прямую линию. Переход
с этой прямой в область 2 определяет частичный отказ блока, а в об-
ласть 3 — полный отказ. В рассматриваемом случае все отказы являются
отказами первого рода. Аналогично отказам первого и второго рода
существуют также восстановления работоспособности после отказов
в результате ремонта и устранения отказов. При частичных отказах
в ряде случаев возможно восстановление работоспособности отказавших
элементов без полной остановки блока.
Энергоблок является совокупностью большого числа составляющих
его элементов. Разные элементы и их сочетания не в одинаковой мере
влияют на надежность блока в целом. При отказе некоторых из них
сохраняется полная работоспособность блока, отказы других приводят
к полному отказу блока. Ту минимальную группу элементов структур-
ной схемы блока, отказ которой приводит к отказу блока в целом,
называют критической группой элементов (КГЭ) [31].
Применительно к простейшей структурной схеме ядерного энергоблока,
приведенной на рис. 2.4, а, критическими группами элементов, полный
отказ хотя бы одного из которых приводит к полному отказу блока,
являются все звенья, изображенные на схеме. В случае дублирования
каких-либо элементов полный отказ КГЭ (а следовательно, и блока)
происходит при одновременном отказе всех элементов, входящих
в КГЭ (или того минимального числа параллельно работающих элемен-
тов, при котором оставшиеся в работе элементы не в состоянии обеспе-
чить надежность функционирования блока). На рис. 2.4, б представлено
дерево отказов — графологическая иерархическая схема энерго-
блока, которая связывает с помощью ребер графа и логических операто-
ров И, ИЛИ (обозначающих соответственно произведение или сумму
52
событий) отказы элементов с полным отказом энергоблока относи-
тельно его мощности. Вершиной дерева является полный отказ блока.
Кружками с соответствующими номерами обозначены отказы КГЭ.
Как следует из приведенного дерева отказов, вероятность полного
отказа блока равна сумме вероятностей отказов входящих в него КГЭ.
Рис. 2.4. Оценка надежности ядерного энергоблока
1- реактор; 2 - барабан-сепаратор; 3 - турбина; 4 - конденсатный насос;
5 - деаэратор; б - питательный насос; 7 - парогенератор; 8,9 - ГЦН
При этом вероятность отказа КГЭ, включающей в себя два главных
циркуляционных насоса, равна произведению вероятностей отказов
каждого из них. Математически это соотношение можно записать так:
7
* блока = 2 /J- + PsPg,
г = 1
где Р - вероятность отказа КГЭ или блока в целом.
В свою очередь в состав КГЭ входит большое число составных эле-
ментов. Отказ одного или части из них может не приводить к отказу
КГЭ. Так, неплотность оболочки одного тепловыделяющего элемента
в реакторе обычно не приводит к отказу всего реактора. Однако при
обнаружении неплотности некоторого критического числа оболочек
твэлов необходима аварийная остановка реактора.
53
Глава третья
ОСОБЕННОСТИ НЕЙТРОННО-ФИЗИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
В АКТИВНОЙ ЗОНЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕАКТОРА
3.1. Краткие сведения об основных процессах
в активной зоне реактора
Детальное рассмотрение нейтронно-физических процессов в актив-
ной зоне реактора является предметом не данного курса, а ранее изу-
ченных курсов "Теория ядерных реакторов" и "Кинетика и регули-
рование ядерных реакторов". Автор предполагает, что эти вопросы до-
статочно подробно изучены читателем. Поэтому, вынужденно касаясь
в книге нейтронно-физических процессов при эксплуатации реактора,
автор не претендует на полноту их рассмотрения, а ограничивается
рассмотрением лишь тех их особенностей, которые имеют принципиаль-
ное значение для обоснования технологии работы с топливом и оценки
изменения характеристик активной зоны в процессе эксплуатации.
При необходимости более углубленного ознакомления с тем или иным
вопросом, связанным с нейтронно-физическими процессами, читатель
может обратиться к ранее изученной учебной литературе, например
[13,43].
В основе работы любого ядерного реактора лежит процесс деления
тяжелых ядер, сопровождающийся выделением большого количества
энергии. Однако даже такие ядра делятся самопроизвольно с малой
вероятностью. Основной способ деления ядер, используемый во всех
ядерных реакторах, — их взаимодействие с нейтронами. Возможны
два типа взаимодействия нейтрона с ядром: упругое (потенциальное)
рассеяние в поле ядерных сил или захват нейтрона ядром. Взаимодей-
ствие первого типа сопровождается лишь перераспределением кинети-
ческой энергии и импульса между нейтроном и ядром-мишенью. При
захвате нейтрона ядром-мишенью образуется составное ядро в воз-
бужденном состоянии в соответствии с реакцией
{A,Z)+n + (A +1,Z)*, (3.1)
где (A, Z) - исходное ядро; п — нейтрон; {А + 1, Z)* — полученное
ядро; А - массовое число; Z — число протонов; звездочкой отмечено
возбужденное состояние ядра.
Образовавшееся ядро может перейти в невозбужденное состояние
различными путями, называемыми каналами реакции. К числу наиболее
характерных каналов реакции относятся резонансное рассеяние
(Л +l,Z)*-04,Z)+/2;
(3.2)
неупругое рассеяние («,«'), сопровождающееся испусканием 7-квантов
при переходе ядра в основное состояние,
(Л +\,Z)*^(A,Z)* + n'
4 (3.3)
(Л,Z) +7;
радиационный захват (и, 7); при этом в ряде случаев ядро-продукт
оказывается неустойчивым и испытывает /3-распад,
<A+Lzr-*lA+i.Z)+y (34)
(А + 1,.Z + 1) +е +тУ;
деление ядра с образованием двух осколков,
(A +1,Z)*^(A1,Z1)*+042,Z5)*, (3.5)
причем
Zt +Z2 =Z; Ax + A2 =A +1;
реакция с вылетом протона (п,р)
04+l,Z)*-04,Z -l)+pj (3.6)
реакция с вылетом а-частицы (п, а)
(A + l,Z)*-*(A -3.Z-2) + 2 Не; (3.7)
реакция с вылетом двух нейтронов
(A + 1,Z)*-"►(>! -1,Z) +2и. (3-8)
Здесь п и п' — нейтроны с разными уровнями энергии; е — элек-
трон; 7 — 7-квант; i> — антинейтрино.
Захват нейтрона ядром (A, Z) с последующим испусканием какой-
либо частицы или нескольких частиц [формулы (3.5) —(3.8)] приводит
к образованию нового нуклида и представляет собой ядерное превра-
щение. В отдельных случаях, когда испускаемой частицей является
нейтрон [формулы (3.2) и (3.3)], конечное ядро не отличается от ядра-
мишени и ядерного превращения нет. Конечное ядро может оставаться
в основном состоянии или в одном из возбужденных состояний. При
упругом рассеянии [формула (3.2)] кинетическая энергия сохраняется
неизменной. Неупругое рассеяние сопровождается потерей энергии,
которая идет на возбуждение ядра [формула (3.3)]. Ядерная энерге-
тика базируется на реакции деления (3.5).
Спустя примерно 10 ~14 с образовавшееся в соответствии с реакцией
(3.1) составное ядро (А + 1, Z)* делится на два осколка, которые,
Ускоряясь под действием кулоновских сил, разлетаются в противо-
положные стороны. Образование осколков деления ядер топлива подчи-
няется статистической закономерности. Наиболее вероятным является
55
несимметричное деление (рис. 3.1). Ускоренное движение осколков
заканчивается примерно через 10 ~17 с после момента деления. К этому
времени суммарная кинетическая энергия осколков примерно равна
170 МэВ и они удалены друг от друга на расстояние около Ю-8 см
(порядка размера атома).
%
10
10
-1
10
-г
10
10
-з
pj
ВО 60 100 120 т 160 180
Рис.3.1. Распределение осколков деления^-3 U
р. — выход / -го осколка; А — массовое число
Осколки деления являются возбужденными ядрами. В энергию их
возбуждения переходит часть энергии деления. Как и любые другие
ядра, находящиеся в возбужденном состоянии, осколки либо переходят
в основные состояния, излучая 7-кванты, либо испускают нуклоны,
превращаясь в новые ядра. Чаще всего испускаемым нуклоном явля-
ется нейтрон, так как ему не приходится преодолевать кулоновский
барьер при вылете из ядра. К тому же осколки оказываются перегру-
женными нейтронами, что понижает энергию связи нейтрона по срав-
нению с аналогичной энергией для стабильных ядер в той же области
массовых чисел. Энергия возбуждения осколков (примерно 20 МэВ)
намного превосходит энергию связи нейтронов в них. В результате
этого через 10 ~17 - 10 ~14 с после образования осколки испускают
два или три нейтрона, которые принято называть мгновенными.
Эти нейтроны испускаются с большой кинетической энергией (в среднем
2 МэВ). Образовавшиеся после испускания мгновенных нейтронов
ядра все еще остаются в возбужденном состоянии. Поскольку в них
энергия связи нейтронов больше оставшейся энергии возбуждения,
последняя излучается через 10 ~14 -10 с с момента испускания ней-
тронов в виде 7-квантов. Их также называют мгновенными.
56
Осколки деления при своем движении увлекают за собой не все
электроны исходного атома, в результате чего образуются многозаряд-
ные ионы. При своем движении ионы частично ионизируют и перево-
дят в возбужденное состояние атомы среды. На эти процессы затрачи-
вается часть кинетической энергии ионов, что вызывает их торможение.
В конце пути ионы превращаются в нейтральные атомы с ядрами в ос-
новных энергетических состояниях. Эти атомы называются продук-
тами деления.
Ядра продуктов деления, имеющие избыток нейтронов, радиоактив-
ны, и каждое из них служит началом целой серии /3-превраще-
ний, заканчивающихся лишь при достижении стабильного состояния.
Ядра одной серии образуют цепочку распада. Бэта-распад сопро-
вождается испусканием антинейтрино. Скорость 0-распадов намного
меньше скоростей рассмотренных выше стадий процесса деления ядра.
Образующиеся промежуточные ядра каждой цепочки распада могут,
в свою очередь, находиться в возбужденном состоянии. Они либо пере-
ходят в основное состояние путем излучения 7-квантов, либо, что бы-
вает очень редко, превращаются в другие ядра, испуская нейтроны,
которые называют запаздывающими. Последовательность собы-
тий, начатых делением исходного ядра, заканчивается образованием
стабильных ядер.
Строго говоря, в процессе деления возможно образование и иных
частиц (например, а-частиц) или испускание более двух осколков деле-
ния. Однако вероятность этого ничтожна, и такие события не имеют
практического значения для ядерных реакторов.
При каждом акте деления высвобождается энергия, примерно
равная 200 МэВ. Более 80% этой энергии составляет кинетическая энер-
гия осколков деления. Остальная часть распределяется между нейтро-
нами (2,5—2,9%), мгновенными и запаздывающими 7-квантами (около
7%), /3-частицами (около 4,5%) и антинейтрино (около 5%) [43]. Энер-
гия осколков деления, мгновенных 7-квантов и нейтронов превращается
в теплоту практически мгновенно. Энергия 0-распада выделяется по-
степенно, в течение длительного промежутка времени, так как сами
процессы 0-распада происходят значительно позже деления ядра. С этим
запаздыванием связано остаточное энерговыделение в ос-
тановленном реакторе, вследствие чего после останова реактора, рабо-
тавшего перед тем с большой мощностью, надо принимать меры для его
охлаждения.
Для современных реакторов применяется в основном урановое
(реже плутониевое) топливо. В процессе эксплуатации в активной
зоне реактора непрерывно протекают процессы, связанные с изменением
нуклидного состава реакторных материалов. Для нас представляют
интерес лишь те из них, которые существенно влияют на нейтронно-
физические характеристики реактора. Большая часть таких процессов
обусловлена взаимодействием нейтронов с ядрами топлива. Примени-
57
тельно к урановому топливу изменение его нуклидного состава опре-
деляется преимущественно следующими процессами [43]:
захватом нейтрона 23SU
осколки деления;
235 и+и ^* (3.9)
захватом нейтрона 238U
238П + и-> 239U ~^ > 239Np > 239Ри ^ > *. (ЗЛО)
U П U 23,5 мин ' Р 2,34 сут 24000 лет
захватом нейтрона 239Ри
осколки деления;
захватом нейтрона 240Ри
240Ри + и^ 241Pu + 7; (ЪЛ2)
захватом нейтрона 241 Ри
осколки деления;
241Ри + и СГ^ (ЗЛЗ)
^^ 242ри + 7
В небольшой мере происходит также деление 238U нейтронами
высоких энергий (быстрыми нейтронами).
Как следует из приведенных выше реакций (3.9)-(3.13), наряду
с делением 235 U в процессе эксплуатации реактора в результате погло-
щения нейтронов частью ядер 238U образуется вторичное ядер-
ное топливо - плутоний 239Ри и 241 Ри. Отношение массы образо-
вавшегося вторичного ядерного топлива к массе выгоревшего за тот же
период первичного ядерного топлива называют коэффициентом
воспроизводства (KB). В большей или меньшей мере вторичное
ядерное топливо получается во всех типах реакторов. В реакторах на
тепловых нейтронах с урановым топливом KB < 1. В реакторах на
быстрых нейтронах могут быть достигнуты значения KB, большие еди-
ницы *. Содержание плутония в выгруженном топливе определяется
типом реактора, физическими характеристиками активной зоны, а также
режимами эксплуатации реактора. В связи с этим актуальной становится
задача поиска оптимального режима эксплуатации ядерного энерго-
блока. Часть образовавшегося вторичного топлива выгорает в процессе
* Значения KB > 1 могут быть получены для реакторов с ториевым топлив-
ным циклом также при работе на тепловых нейтронах.
58
эксплуатации реактора. Остальная часть выгружается вместе с невы-
горевшим первичным топливом при перегрузке реактора.
Обычно применяется ядерное топливо в виде цилиндрических стерж-
невых тепловыделяющих элементов (твэлов). В качестве ядерного
топлива, как правило, используется не металлический уран, а диоксид
урана U02, совместимый с основными применяемыми в реакторах
конструкционными материалами и теплоносителями, хотя и обладающий
низкой теплопроводностью, что предопределяет большие перепады
температуры по сечению при работе реактора на мощности.
Тепловыделяющий элемент (рис. 3.2) состоит из сердечника, содер-
жащего топливную композицию, и наружной герметической оболочки.
Сердечник образуют топливные таблетки, получаемые методом спекания
из порошка диоксида урана. Таблетка обычно имеет центральное отвер-
стие диаметром 1,4—1,6 мм, предназначенное для восприятия объемных
изменений материала таблетки и компенсации температурных напря-
жений в ней. Отверстие в таблетке выполняет также роль компенса-
ционного газового объема. Нередко вместо центрального отверстия
на топливных таблетках делают торцевые лунки, объем которых выпол-
няет те же функции, что и центральное отверстие. Такое решение при-
нято, в частности, для топливных таблеток реактора РБМК-1000 [1].
Оболочка представляет собой трубку, изготовленную из цирко-
ниевого сплава. Выбор материала определяется комплексом требований:
материал оболочки не должен вступать во взаимодействие с топливом
и теплоносителем во всем диапазоне рабочих температур; должен быть
достаточно прочным, чтобы выдерживать внутреннее давление, которое
создается под оболочкой к концу рабочей кампании вследствие накоп-
ления газообразных продуктов деления; должен обладать высокой
теплопроводностью и малым сечением поглощения нейтронов. Цирко-
ниевые сплавы обеспечивают выполнение первых двух требований при
температурах до 673 К. Температура сердечника существенно выше
температуры оболочки. Для того чтобы обеспечить беспрепятственную
температурную деформацию сердечника, температурный коэффициент
расширения материала которого примерно вдвое выше аналогичного
коэффициента циркониевого сплава, между оболочкой и сердечником
предусматривается зазор 0,05—0,2 мм. Чтобы исключить перемещение
топливных таблеток и сохранить при этом возможность их температур-
ного расширения, применяется упругий фиксатор.
Трубки, заполненные таблетками из двуокиси урана, с обоих торцов
герметизируются стальными наконечниками, привариваемыми к обо-
лочке. Для контроля за герметичностью оболочки твэла ее полость
заполняют гелием под небольшим избыточным давлением. Отверстие,
через которое закачивается гелий, после заполнения полости завари-
вается. Утечка гелия свидетельствует о негерметичности оболочек.
Гелий, обладающий высокой теплопроводностью, служит также в ка-
честве промежуточного агента для передачи теплоты от сердечника
59
I
к оболочке. Контроль за герметичностью оболочек производится много-
кратно как на месте производства, так и на месте использования.
Среди продуктов деления, образующихся и накапливающихся
в процессе эксплуатации твэлов, имеются газообразные вещества. Для
Рис.3.2. Тепловыделяющий элемент реактора ВВЭР-1000
1 - нижний наконечник; 2 - промежуточная заглушка;
4 - распорные втулки-фиксаторы; 5 - топливные таблетки;
наконечник
3 - оболочка;
6 - верхний
того чтобы предотвратить чрезмерное повышение внутреннего давле-
ния к концу рабочей кампании, внутри твэла предусматривается ком-
пенсационный объем, включающий в себя свободные торцевые объемы,
60
центральное отверстие в таблетках сердечника и зазор между сердечни-
ком и оболочкой. При обычно принимаемых размерах компенсацион-
ного объема в случае глубокого выгорания топлива давление внутри
твзла достигает 10—15 МПа.
Конструктивно твэлы объединяются в тепловыделяющие сборки
(ТВС). В сборках твэлы строго дистанционируются, образуя геометри-
чески правильную топливную решетку. При этом обеспечиваются высо-
кая точность их взаимного расположения в заданной топливной решетке,
а также компенсация температурных расширений. На рис. 3.3 в качестве
примера приведена тепловыделяющая сборка реактора ВВЭР-1000.
Для реакторов этого типа применяют ТВС с перфорированным чехлом
и бесчехловые. В примере на рис. 3.3 изображен бесчехловой вариант.
ТВС состоит из головки 3, пучка твэлов 6 и хвостовика 8. Пучок твэлов
пронизывают 12 направляющих трубок для подвижных поглощающих
элементов (пэлов) 2 системы управления и защиты реактора. Все на-
правляющие трубки пучка пэлов жестко соединены с дистанциони-
рующими решетками 7. В концевых решетках своими концами закреп-
ляются 317 твэлов (в одной решетке жестко, в другой — с возмож-
ностью продольного перемещения при температурных расширениях).
В концевых решетках выполнены отверстия для прохода теплоносителя.
Подбором числа, диаметра и расположения этих отверстий добиваются
по возможности равномерного обтекания твэлов и минимального гид-
равлического сопротивления ТВС при достаточной прочности решеток.
Для придания жесткости пакету твэлов и сохранения по всей длине
требуемых зазоров между ними применены промежуточные дистан-
ционируюшие решетки, устанавливаемые на расстоянии друг от друга,
равном 20—30 диаметрам твэлов. Дистанционирующие решетки создают
несущую силовую конструкцию всей головной части.
Для компенсации температурных расширений ТВС в верхней части
направляющих трубок пэлов применены пружинные блоки, закреплен-
ные в головке ТВС между двумя решетками. Верхняя решетка выпол-
нена заодно с цилиндрической и конусообразной частью головной кон-
струкции, а нижняя закреплена на направляющих трубках пэлов. Внутри
верхней цилиндрической части головки 3 расположены узел сцепления
с рейкой привода СУЗ и фигурная металлоконструкция, объединяющая
в единое целое пучок пэлов (кластер) и обеспечивающая синхронное
перемещение всех пэлов.
ТВС могут различаться между собой по степени обогащения топлива.
В общем случае твэлы, входящие в состав одной ТВС, могут также
различаться между собой по степени обогащения заключенного в них
топлива [53]. В состав ТВС вместо части твэлов или в виде дополни-
тельных конструктивных элементов могут включаться стержни выго-
рающего поглотителя. В ряде конструкций реакторов стержни управ-
ления и защиты размещены не в ТВС, а в самостоятельных погло-
щающих сборках. ТВС имеют устройства для фиксации в корпусе реак-
61
\
Рис.3.3. TBC реактора ВВЭР-1000
1 - узел сцепления пучка поглощающих элементов с рейкой СУЗ; 2 - поглоща-
ющий элемент; 3 - головка ТВС; 4 — пружинные блоки для компенсации тем-
пературных расширений; 5 — конусообразная перфорированная часть головки
ТВС для выхода теплоносителя; 6 - твэл; 7 - дистанционирующая решетка;
8 - хвостовик ТВС; 9 - штырь для установки ТВС ( в плане)
тора. Общие принципы устройства ТВС сохраняются для всех типов
реакторов, хотя, конечно, каждый из них имеет определенные кон-
структивные особенности.
Комплект размещенных в реакторе ТВС в совокупности с органами
управления образует активную зону.
3.2. Баланс нейтронов и реактивность реактора
В основе принципа работы ядерного реактора лежат процессы,
определяемые поглощением нейтронов делящимися нуклидами. Для
физического пуска ядерного реактора необходимо наличие так назы-
ваемых первичных нейтронов, которые, взаимодействуя с ядрами 235U,
вызывают реакцию деления
235и + /1->^ + Х2, (3.14)
где Xi и Х2 — ядра элементов, образующиеся при делении ядра 23SU.
Первичные нейтроны могут прийти из космического пространства,
могут быть внесены в активную зону специальными пусковыми источ-
никами нейтронов или образоваться в результате спонтанного деления
тяжелых ядер, содержащихся в свежем или работавшем ядерном топ-
ливе. Основным источником спонтанного деления в свежем природном
или слабообогащенном урановом топливе является 238U [42]. На 1 кг
его за 1 ч происходит 24,8 акта спонтанного деления, каждый из ко-
торых сопровождается испусканием в среднем 2,3 нейтрона. В уже
работавшем ядерном топливе содержится большое число других изо-
топов, испускающих спонтанные нейтроны. Поэтому нейтронный поток
в остановленном реакторе значительно больше, чем в неработавшем
реакторе, загруженном свежим ядерным топливом. Это обстоятельство
существенно облегчает физический пуск реактора после его останова.
Дополнительным источником пусковых первичных нейтронов в останов-
ленном реакторе, работавшем ранее, является фотоядерная реакция
на дейтерии, содержащемся в воде, используемой в качестве теплоно-
сителя, при взаимодействии дейтерия с 7-квантами
2D + 7^1H + « -2,226 Мэ В.
В определенной мере (уп)-реакция проходит не только на дейтерии,
но также на материалах активной зоны. Наличие первичных нейтронов
в активной зоне позволяет во многих случаях не применять специальных
пусковых источников нейтронов.
При делении ядра топлива испускаются мгновенные нейтроны.
Среднестатистическое число мгновенных нейтронов на один акт деле-
ния 235U, установленное экспериментально, равно 2,424. При после-
дующем распаде осколков выделяется дополнительное количество
Залаздьщающих нейтронов. Хотя доля их невелика (табл. 3.1 и 3.2),
63
Таблица 3.1
Характеристики групп запаздывающих нейтронов при делении U
груп-
пы
1
2
3
4
5
6
Изотоп-пред-
шественник
87Вг
127j
89Вг
135 SD
8S As
Не известен
„ Постоянная ра-
Среднее время даоактивного
жизни пред- спада ед_
шественника ^ественника
80,0
33,0
9,02
3,33
0,89
0,332
0,0125
0,0303
ОЛИ
0,301
1,135
3,01
Доля запазды-
вающих нейт-
ронов
0/ • Ю-3
0,21
1,41
1,25
2,53
0,73
0,26
Средняя энер-
гия запазды-
вающих нейт-
ронов
Ej, МэВ
0,25
0,56
0,43
0.62
0,42
Не известна
они играют чрезвычайно важную роль в процессе управления реакто-
ром [13].
Совокупность находящихся в активной зоне нейтронов образует
нейтронное поле. Его характеристиками являются плот-
ность нейтронов п, представляющая собой отношение числа
нейтронов в элементарной сфере к объему этой сферы (число нейтро-
нов/см3 ) , а также плотность потока нейтронов Ф, представ-
ляющая собой отношение числа нейтронов, пролетающих за единицу
времени сквозь поверхность сферы с единичной площадью диаметраль-
ного сечения ( число нейтронов/ ( см2 • с)). Обе эти величины связа-
ны между собой соотношением
Ф — nv ,
где v — скорость нейтронов.
Реже для характеристики нейтронного поля используется понятие
флюенс нейтронов (числонейтронов/см2).
Образующиеся при делении как мгновенные, так и запаздывающие
нейтроны являются нейтронами высоких энергий. Их называют быст-
рыми. При взаимодействии с ядрами замедлителя (воды или графита)
в наиболее распространенных реакторах ВВЭР и РБМК эти нейтроны
замедляют свое движение до уровня скоростей теплового движения,
становясь тепловыми нейтронами. Разность кинетических энергий
быстрых и замедленных нейтронов в виде теплоты выделяется в замед-
лителе. Различные нейтроны замедляются не в одинаковой мере, по-
этому в активной зоне реактора имеются нейтроны различных энергий.
64
Некоторая часть быстрых нейтронов, испускаемых при делении,
поглощается ядрами 23SU, производя деление, хотя в реакторах на
тепловых нейтронах вероятность этого невелика. В процессе замедления
часть нейтронов поглощается на каком-либо резонансном уровне ядрами
238 U или других изотопов. Тепловые нейтроны могут поглощаться
ядрами топлива, замедлителя и конструкционных материалов. Погло-
щение нейтронов ядрами топлива вызывает новые акты деления, созда-
вая условия для самоподдерживающей цепной реакции. В реакторах-
размножителях на быстрых нейтронах последними обеспечиваются все
акты деления первичного топлива и воспроизводства вторичного топ-
лива.
Таблица 3.2
Выход запаздывающих нейтронов при делении ядер
тепловыми и быстрыми нейтронами
Делящееся
ядро
235и
239Ри
233 и
238 и
232 Th
240Pu
Суммарная
Дел
ми
доля запаздывающих
нейтронов
вние тепловы-
нейтронами
0,0064
0,0021
0.0026
—
—
—
Деление быстрыми
нейтронами
0,0060
0,0020
0,0026
0.0155
0,0190
0,0026
В процессе деления ядер топлива образуются новые нейтроны.
Наряду с этим происходит поглощение части нейтронов без испускания
вторичных нейтронов и утечка нейтронов за пределы активной зоны.
Для осуществления самоподдерживающейся цепной реакции скорость
генерации нейтронов в активной зоне должна быть в точности равна
скорости их утечки и поглощения. Такой режим работы реактора назы-
вают критическим (стационарным). В общем случае скорость
генерации нейтронов может не совпадать со скоростью поглощения
и утечки. При этом изменяется плотность нейтронов п. Скорость ее
изменения определяется уравнением диффузии (уравнением
баланса нейтронов)
В- Л. Иванов
65
dn
dT
Скорость генера-
ции нейтронов в
процессе деления
Скорость погло-
щения нейтронов
материалами ак-
тивной зоны
Скорость утечки
нейтронов за пре-
делы активной
зоны
(3.15)
Плотность нейтронов определяется числом актов деления в актив-
ной зоне в единицу времени, а следовательно, мощностью реактора.
Нестационарный режим, при котором плотность нейтронов возра-
стает с течением времени {dnjdt > 0), называется надкритичес-
ким. Надкритический режим — это переходный режим возрастания
мощности реактора. Режим, при котором плотность нейтронов умень-
шается {dnjdt < 0), называется подкритическим. При этом
мощность реактора уменьшается.
Отношение числа нейтронов последующего поколения к числу
нейтронов предшествующего поколения называют коэффициен-
том размножения. Различают коэффициент размножения для
бесконечной размножающей среды кж, из которой нет утечки нейтро-
нов, и эффективный коэффициент размножения &эф реального реак-
тора с активной зоной конечных размеров с учетом утечки нейтронов
из нее. При этом
где Р — вероятность избежать утечки нейтронов.
Значение кж для реакторов на тепловых нейтронах определяется
формулой четырех сомножителей [43]
где д — коэффициент размножения на быстрых нейтронах (им учиты-
вается вклад делений 238U в общее число делений); v\ — выход нейт-
ронов в результате деления ядер, приходящийся на один поглощенный
нейтрон; В — коэффициент использования тепловых нейтронов; <р —
вероятность избежать резонансного захвата.
Основными факторами, влияющими на сомножители, а следова-
тельно, и на к^, являются водо-урановое отношение (отношение объема,
занимаемого водой, к объему, занимаемому ураном), обогащение
топлива и отношение концентрации делящихся ядер к концентрации
молекул воды. Большое влияние на коэффициент размножения ока-
зывает также энергетический спектр нейтронов (распределение нейт-
ронов по энергиям), геометрические характеристики топливной ре-
шетки, изотопный состав топлива, зависящий, в свою очередь, от момен-
та топливной кампании, режима эксплуатации и пр.
Реакторы на быстрых нейтронах имеют ряд физических особен-
ностей, приводящих к иной схеме физического расчета и определения
к^. Такая схема определения к^ приведена в [43].
66
В эксплуатационной практике состояние реактора характеризуют
его реактивностью
р=«*/*эф, (ЗЛ6)
где
8k = k^-l. (3.17)
Критическому состоянию реактора соответствуют значения &эф =
= 1 и р = 0, надкритическому к^ > 1 и положительные значения реак-
тивности, подкритическому Агэф < 1 и отрицательные значения р. За
единицу реактивности обычно принимают значение коэффициента раз-
множения в критическом состоянии (к^ф — О- Часто реактивность
измеряют в процентах этой величины. Относительное изменение ^эф
при удалении из активной зоны всех поглотителей нейтронов системы
управления и защиты называют запасом реактивности. Для
урано-водных решеток &эф < 2. Поэтому теоретически достижимый
запас реактивности таких решеток не может превышать 50% [42].
Полное выдвижение одного стержня управления (пэла) вносит реактив-
ность, составляющую определенную долю общего запаса реактивности.
Поэтому в практике эксплуатации в качестве меры запаса реактивности
иногда применяют число эквивалентных стержней управления, которое
следует вывести из активной зоны для полного исчерпания имеющегося
запаса.
Реактивность реактора может быть представлена алгебраической
суммой ряда составляющих,
Р = Рст + Рк + Рвыг + Ршл + Рм + РХе + Рп + Рх » (3.18)
определяемых соответственно положением стержней управления; кон-
центрацией борной кислоты в теплоносителе водо-водяных реакторов
или азота в азотно-гелиевой смеси, охлаждающей графитовую кладку
канальных реакторов; текущим периодом рабочей кампании, харак-
теризуемым достигнутой глубиной выгорания топлива; накоплением
шлаков; мощностью, при которой работает реактор; концентрацией
ядер 13s Хе и других изотопов (например,149 Sm), активно поглощающих
нейтроны; параметрами теплоносителя (рп) и другими факторами (рх)-
Строго говоря, формула (3.18), основанная на принципе суперпозиции,
предполагающем независимое влияние каждого из параметров, харак-
теризующих режим активной зоны, справедлива лишь для малых откло-
нений параметров. При больших же отклонениях следует учитывать
изменение влияния одного из параметров под воздействием других.
В практике эксплуатации реакторов в большинстве случаев вполне
приемлемо использование формулы (3.18). Влияние соседних факторов
может быть учтено соответствующим изменением того или иного коэф-
фициента реактивности.
Влияние мощности реактора Рр, обусловленное главным образом
67
изменением температуры топлива, характеризуется мощностным коэф-
фициентом реактивности
км=др/дРр, (3.19)
так что рм = А:мДРр. Как правило, реакторы имеют отрицательный
мощностной коэффициент реактивности.
Строго говоря, определенный таким образом коэффициент не
учитывает динамику переходного процесса. Температуры различных
материалов при быстром изменении мощности изменяются неодновре-
менно и с разными скоростями. Сразу после скачка мощности изме-
няется температура топлива. Температуры же других компонентов
активной зоны, особенно замедлителя, изменяются со значительным
запаздыванием. В каждом конкретном случае роль отдельных компо-
нентов и вклад их в изменение реактивности различны. В первом при-
ближении для очень быстрых изменений мощности можно пренебречь
запаздывающими эффектами. А для очень медленно протекающих
процессов, напротив, их роль может быть решающей. Поэтому при
оценке процессов регулирования реактора нередко используют дина-
мический мощностной коэффициент реактивности [43], которым
учитывают изменение реактивности лишь за счет эффектов, связанных
с топливом (прежде всего эффекта Доплера). Чтобы реактор был управ-
ляемым, динамический мощностной коэффициент реактивности должен
быть отрицательным.
В реакторах на быстрых нейтронах на характер изменения мощ-
ностного коэффициента реактивности может влиять больший градиент
температур в твэлах, что связано с их деформацией, уменьшением за-
зоров между твэлами и частичным вытеснением теплоносителя. Эти
факторы дают положительное приращение реактивности, что может
превысить сравнительно небольшую отрицательную составляющую
мощностного коэффициента реактивности, обусловленную измене-
нием температуры топлива в таких реакторах, и сделать результирующий
мощностной коэффициент реактивности положительным [13]. Для
предотвращения этого ужесточают требования к надежности дистан-
ционирования твэлов.
Влияние параметров теплоносителя характеризуют соответствующие
параметрические коэффициенты реактивности. На реактивность водо-
водяных реакторов существенное влияние оказывает средняя темпе-
ратура Т£& теплоносителя в активной зоне реактора. Реакторы такого
типа имеют отрицательный температурный коэффициент реактивности
кг= др/дТ^, (3.20)
т. е. повышение средней температуры теплоносителя вносит в активную
зону отрицательную реактивность рт = кт Д Т.0? Обусловленный этим
68
температурный эффект реактивности так же, как
и мощностной эффект реактивности, играет большую
роль в процессе управления реактором, обеспечивая его саморегули-
рование. С ростом температуры теплоносителя абсолютное значение
отрицательного температурного коэффициента реактивности возрастает
(рис. 3.4 [42]). Мощностной же эффект реактивности с повышением
температуры теплоносителя ослабляется.
-6,0
-5,5
-5,0
-V
-%0
-5,5
-3,0
-2,5
-г,о
-1,5
-1,0
-0,5
о
К
.
А
/;
^н3во3~" /
<^ 2,86КГ^
/
/
5,72
8,5В
Г
■т?
W 80 120 160 200 2W 280 К
Рис. 3.4. Зависимость температурного коэффициента реактивности реактора
ВВЭР-440 от температуры теплоносителя и концентрации борной кислоты Сн gOo
( все сборки СУЗ опущены в активную зону)
В реакторах ВВЭР широко применяется борное регулиро-
вание. Борная кислота, растворенная в теплоносителе, является
поглотителем нейтронов, равномерно распределенным по активной
зоне. Однако при компенсации реактивности борной кислотой необ-
ходимо считаться с тем, что уменьшается по абсолютному значению
отрицательный температурный коэффициент реактивности (рис. 3.4).
Это связано с уменьшением плотности раствора борной кислоты по
мере роста температуры, что снижает концентрацию поглощающих ядер
В в единице объема теплоносителя. Этот эффект, ослабляющий .свой-
ства саморегулирования реактора, усиливается с увеличением кон-
центрации борной кислоты. При больших концентрациях температур-
ный коэффициент реактивности может стать положительным, что на-
блюдалось на ряде зарубежных АЭС с водо-водяными реакторами [42].
69
В технологических каналах кипящих канальных реакторов нахо-
дится пароводяная смесь. Определяющее влияние на реактивность
таких реакторов оказывает объемное паросодержание теплоносителя ■/>.
Его влияние характеризуют паровым коэффициентом ре-
активности
*„=др/д*. (3.21)
Исследованиями, проведенными на реакторе РБМК-1000 [15],
установлено, что в процессе эксплуатации паровой коэффициент реак-
тивности меняется не только по величине, но и по знаку: отрицатель-
ный в начале эксплуатации, он становится с течением времени поло-
жительным, что ухудшает динамические характеристики реактора как
объекта управления.
Оценивая влияние этого фактора на динамические характеристики
реактора, следует иметь в виду, что причинами роста паросодержания
могут быть два различных обстоятельства: увеличение тепловыделения
в реакторе при неизменном или возрастающем давлении и снижение
давления (например, при открытии регулирующих клапанов турбины).
В первом случае, когда тепловая мощность реактора увеличена воздей-
ствием на стержни СУЗ, обусловленный этим рост объемного паросо-
держания при положительном паровом коэффициенте реактивности
высвобождает положительную реактивность, что вызывает дальнейший
рост мощности. Такая положительная обратная связь, вносимая паровым
коэффициентом реактивности, отрицательно влияет на динамические
характеристики реактора. Если же увеличен расход пара открытием
регулирующих клапанов турбин или паросбросных устройств без воз-
действия на органы управления реактором, то обусловленное этим сни-
жение давления, вызывая дополнительное парообразование и увеличи-
вая за счет этого объемное паросодержание в технологических каналах
реактора, высвобождает положительную реактивность и увеличивает
мощность реактора, приводя ее в соответствие с возросшим расходом
пара. По отношению к исходному возмущению — изменению давления
коэффициент реактивности kD = dpjdp при этом отрицателен, что под-
тверждено опытами СПбГТУ и ЛАЭС на реакторе РБМК-1000 [46].
В процессе замедления нейтронов в графитовой кладке реактора
РБМК выделяется теплота. Она отводится к технологическим каналам
реактора и частично к каналам СУЗ через графитовые кольца, а также
посредством теплопроводности через промежуточный теплоноситель,
в качестве которого используют азотно-гелиевую смесь, продуваемую
через специальные зазоры между графитом и технологическими кана-
лами. Основное назначение этой смеси — предотвращение контакта разо-
гретого графита с кислородом воздуха, что могло бы вызвать окисление
графитовой кладки. В процессе эксплуатации температура графита
Грр может изменяться. Это изменяет энергетический спектр нейтронов и,
в конечном счете, реактивность реактора, определяемую температурным
70
коэффициентом реактивности графита др/дТ^. Исследованиями, выпол-
ненными на реакторе РБМК-1000 [15], установлено, что он имеет поло-
жительный температурный коэффициент реактивности графита
ар/атгр = 4-ю-5 к-1.
Для реакторов на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем
характерен присущий только им пустотный эффект реак-
тивности [13]. Его причина — утечка теплоносителя из активной
зоны реактора, вероятность которой не исключена в аварийных
ситуациях. Эта утечка сокращает поглощение нейтронов ядрами натрия,
что вносит положительную составляющую реактивности. Вместе с тем
объем, освобождаемый утекающим теплоносителем, заполняется
газовой средой, выполняющей в таких реакторах роль компенсатора
давления. Обычно для этих целей используется гелий, практически
не взаимодействующий с нейтронами. Отсутствие взаимодействия уве-
личивает утечку нейтронов из активной зоны. Это вносит отрицательную
составляющую в общий баланс реактивности. В зависимости от соотно-
шения обеих составляющих результирующий пустотный коэффициент
реактивности может быть как положительным, так и отрицательным.
Чтобы не допустить положительных значений пустотного коэффициента
реактивности, приходится уменьшать высоту активной зоны. Это уве-
личивает утечку нейтронов через торцевые экраны. В ослабленном виде
тот же эффект проявляется при нормальных режимах работы рассматри-
ваемых реакторов в случае изменения температуры теплоносителя
в активной зоне [53], которое связано с изменением объема, зани-
маемого им.
3.3. Нейтронное поле реактора
Плотность нейтронов, а следовательно, и энерговыделение меняются
по высоте и радиусу активной зоны. Максимальная плотность нейтронов
достигается в центре активной зоны, постепенно снижаясь к периферии
(рис. 3.5).
Распределение нейтронов в идеализированной гомогенной цилинд-
рической однородной активной зоне может быть описано уравнением
[1]
Ф = ФшахЛ (i^l cos^- , (3.22)
\ R' I H'
где Фтах — плотность нейтронного потока в центре активной зоны;
Л> — функция Бесселя первого рода нулевого порядка; R' = Яа.з + ^;
Н' = Яа<3 + 6; 5 — эффективная добавка, определяемая пересечением
касательной к потоку нейтронов, проведенной на границе активной
71
зоны и отражателя с осью R; г, z - координаты, отсчитываемые от
центра цилиндра; остальные обозначения соответствуют рис. 3.5.
Отражатель сокращает утечку нейтронов и этим способствует повы-
шению плотности нейтронного потока у периферии активной зоны
при практическом сохранении его в центре. Всплеск нейтронного потока
в отражателе объясняется замедлением быстрых нейтронов, попадающих
в отражатель, и их более слабым поглощением в нем.
а)
Ф/Ф,
max
z-0,5Ha_3
R
Ф/Ф,
max
z=-0,5Ha.
Рис. 3.5. Распределение плотности потока тепловых нейтронов по радиусу (а) и вы-
соте (б) гомогенной однородной активной зоны
1 - без отражателя; 2-е отражателем (расчетная кривая); 3-е отражателем
(фактическая кривая)
Тепловыделение в активной зоне с постоянными свойствами мате-
риалов пропорционально плотности потока нейтронов. Распределение
тепловыделения по объему зоны может быть описано уравнением
Qv ~ Зт/тах-'о
2.405г 1 tiz
— cos— ,
R' / Н'
(3.23)
где qv и <?j/max — удельный тепловой поток и его максимальное зна-
чение. При этом среднее объемное тепловыделение qyep = Фр/^а.з >
где Qp — тепловая мощность реактора; Ка#3 - объем активной зоны.
Характеристиками неравномерности нейтронного поля являются
соответствующие коэффициенты неравномерности. Коэффициент
неравномерности распределения плотности нейт-
ронного потока по радиусу активной зоны на вы-
соте, соответствующей максимальной плотности, равен
72
kR -
[Ф(/0]тах
1
7Г/?
а.з
^а.з —
J Ф (г ) 2-nrdr
О
(3.24)
где [Ф(Я)]тах — максимальное по радиусу активной зоны значение Ф
в рассматриваемом сечении; Ф (г) — среднее по сечению значение Ф
в точках, расположенных на расстоянии г от центра активной зоны.
Если активная зона осесимметрична, то формула (3.24) упроща-
ется:
кк =
[Ф(Д)1тах
R
R
а.з
f Ф (г ) dr
О
(3.25)
Коэффициент неравномерности распределения
плотности нейтронного потока по высоте актив-
ной зоны на радиусе, которому соответствует максимальная плот-
ность [Ф(г)] тах, равен
^тРТ • <3-26>
"а.з/2
] <P(z)dz
к? —
н
а-3 -Яа.з/2
Подставив в уравнения (3.25) и (3.26) значения Ф(г) и Ф(г),
определяемые соотношениями (3.22) и (3.23), получим для однородной
активной зоны без отражателя кц = 2,405/ [2/0 (2,405)) =2,31 и kz =
= тг/2 = 1,57, а для однородной активной зоны с отражателем
** =
2,31
1 +2б/(Ла#3 +6)
и к7 =
1,57
1 +26/(tfa.3 + S)
На практике часто используется объемный коэффициент
неравномерности нейтронного поля
kv =kRk2
(3.27)
Для однородной цилиндрической активной зоны без отражателя
kv=2,31 • 1,57 = 3,63.
Активные зоны современных энергетических реакторов гетеро-
генны. В них дискретно распределены твэлы, поглотители, каналы для
прохода теплоносителя. Общий характер распределения потока нейтро-
нов в гетерогенной активной зоне сохраняется таким же, как для гомо-
генной активной зоны, но в пределах каждой элементарной ячейки
имеются локальные отклонения плотности потока нейтронов. Гетеро-
генностью активной зоны обусловлена азимутальная нерав-
73
номерность распределения плотности нейтрон
ного потока, характеризуемая коэффициентом
гС(Л "
[Ф(г)]
ТВС
max
т
т . —
2 [Ф(г)]/
i = 1
ТВС
где т - число ТВС, расположенных на расстоянии г от центра активной
зоны; [ФСО]-780 - среднее значение Ф на высоте, соответствующей
[ф(2) ] тах в i -й ТВС, расположенной на расстоянии г от центра актив-
ной зоны; [Ф (г ) ]ТВ ^ - наибольшая средняя плотность потока нейтро-
нов среди полученных для каждой из т тепловыделяющих сборок
в рассматриваемом сечении.
а)
б)
\г
z=0,5Ha
Стержень СУЗ
Стержень СУЗ
Ъ=~0,5Наш3
0,5На_
1=-0,5Ик
6)
kz
z=0,5H.
аз
Стержень СУЗ
ал
z=-0,5HaJ
Рис.3.6. Изменение высотного распределения плотности потока нейтронов при
перемещении стержней СУЗ: а -- стержень СУЗ в крайнем верхнем положении
(z = 0,5 Яа.3) ; б - z = 0,375 Яа 3; в -z= 0,25 Яа 3
Значительное влияние на распределение плотности потока нейтронов
по высоте активной зоны и высотный коэффициент оказывает наличие
частично погруженных в активную зону стержней СУЗ. Как следует
из рис. 3.6, опускание стержней СУЗ в активную зону деформирует
74
нейтронное поле, оттесняя его вниз. При этом по мере опускания стерж-
ней сечение, которому соответствует максимальная плотность потока
нейтронов Ф, также смещается в нижнюю часть активной зоны. От поло-
жения стержней СУЗ в сильной мере зависит коэффициент неравно-
мерности kz. Неравномерность kz возрастает с увеличением интенсив-
ности перемещаемых стержней.
В каждой из ТВС имеется своя внутренняя неравномерность, обу-
словленная гетерогенной ее структурой. В общем случае плотность
нейтронного потока возрастает от центра к периферии ТВС (рис. 3.7).
тФО;
Теплоноситель
Чехол ТВС
Рис. 3.7. Распределение плотности потока нейтронов по радиусу ТВС
1 - распределение в предположении гомогенности ТВС; 2 — фактическое распре-
деление; 3 - распределение в предположении гомогенной структуры всей активной
зоны
Характер распределения плотности нейтронного потока в ТВС резко
отличается от того, какой был бы при гомогенной структуре всей актив-
ной зоны. Значения Ф в тепловыделяющей сборке (кривая 1) совпадают
с аналогичными значениями для гомогенной активной зоны (кривая 3)
лишь на периферии ТВС. Во всех других точках сечения он существенно
ниже, чем в гомогенной активной зоне. В общем случае по мере движе-
ния от периферии к центру ТВС плотность потока нейтронов Ф умень-
шается (кривая 1). На эту общую неравномерность накладывается ло-
кальная неравномерность, обусловленная дискретным расположением
твэлов и промежутков между ними, заполненных теплоносителем —
водой (кривая 2). Значения Ф, определяемые кривыми 2 и 1, совпадают
75
лишь на границах твэла. По сечению каждого твэла значения Ф умень-
шаются от периферии к центру, что обусловлено поглощением нейтро-
нов топливом. По сечению каналов для прохода теплоносителя уро-
вень Ф оказывается выше, чем в твэлах. Неравномерность распределения
плотности нейтронного потока по радиусу наиболее напряженной ТВС
оценивается коэффициентом
К =Фтах/ h #2 Ф/j ,
где Фтах — максимальная плотность нейтронного потока в ТВС на
высоте, соответствующей [ФСО]тах; Ф* — среднее значение Ф в i-m
твэле в том же сечении; т — число твэлов в ТВС
Интегральной характеристикой неравномерности нейтронного поля
служит результирующий коэффициент неравномерности
распределения плотности нейтронного потока
къ = кккгкгк^. (3.28)
В практике эксплуатации важное значение имеет неравномерность
тепловыделения по активной зоне реактора. При этом удобными для
практического использования нередко оказываются величины, связан-
ные с конструкционными элементами активной зоны: номером ТВС
и номерами твэлов [18], тем более что разные ТВС и твэлы внутри
одной и той же ТВС в произвольный момент эксплуатации могут иметь
разную степень обогащения топлива.
Разные ТВС работают с неодинаковым тепловыделением. Это учиты-
вается коэффициентом неравномерности тепловыделения по тепловыде-
ляющим сборкам kq, представляющим собой отношение максимального
удельного тепловыделения к среднему. Неравномерность тепловыде-
ления между твэлами внутри ТВС при таком способе учитывают коэффи-
циентом Агтвс- Учитывают также специальным коэффициентом fcgan
запас на допуски при изготовлении активной зоны и на погрешности
распределения неравномерности по объему активной зоны. Результи-
рующий коэффициент неравномерности тепловыделения равен
kv = кяктъск2 кзап. (3.29)
Из-за неравномерности тепловыделения только средняя часть твэ-
лов центральных ТВС работает при номинальных тепловых потоках
и температурах. Периферийные же ТВС, составляющие большую часть
всей активной зоны, оказываются сильно недогруженными.
Распределение нейтронного потока и полей энерговыделения при
значительных размерах реактора и сравнительно малых запасах реактив-
ности, особенно в канальных реакторах, весьма чувствительно к локаль-
ным отклонениям реактивности, которые могут быть не только в пере-
76
ходных, но даже в стационарных режимах реактора. Эти отклонения
реактивности различны по своей природе и вызываются как внешними,
так и внутренними причинами. К числу внешних причин следует отнести
те или иные перемещения стержней СУЗ, их вибрацию, разгрузку и за-
грузку тепловыделяющих сборок и т. п. К числу внутренних причин,
вызывающих локальные изменения реактивности, могут относиться
изменение физических характеристик активной зоны вследствие, на-
пример, перераспределения ксенона между различными частями, изме-
нение теплофизических и гидравлических характеристик тракта движе-
ния теплоносителя, из-за чего возможно, например, перераспределение
потоков теплоносителя между частями активной зоны, вскипание тепло-
носителя и т. п. Этими локальными возмущениями даже при сохранении
неизменным среднего нейтронного потока по активной зоне в тех или
иных ее частях могут быть созданы подкритические или надкритические
состояния, что может привести к значительным перекосам энерговыде-
ления по активной зоне и даже внутренней неустойчивости энерговыде-
ления. Эти процессы, как правило, не контролируются регулятором,
поддерживающим интегральную мощность реактора. Поэтому нередко
общую систему регулирования интегральной мощности реактора допол-
няют локальными подсистемами регулирования мощности в тех или
иных частях активной зоны.
3.4. Краткие сведения из теории нейтронной кинетики реактора
Во время переходных режимов происходит изменение плотности
нейтронного потока. Закономерности этого изменения определяются
уравнениями нейтронной кинетики [13]. Строго говоря, при модели-
ровании активной зоны следует учитывать пространственное распределе-
ние нейтронов, создавая трехмерную математическую модель с распре-
деленными параметрами. Трехмерную модель используют, как правило,
при изучении внутриреакторных процессов, в том числе аварийных.
Для выяснения принципиальных закономерностей поведения реактора
в переходных режимах обычно ограничиваются сосредоточенной (то-
чечной) моделью активной зоны, принимая плотность нейтронов одина-
ковой во всех ее точках.
Прирост плотности нейтронов п за одно поколение их жизни со-
гласно определению коэффициента размножения (см. § 3.2), равен
п&к. Если / — средняя продолжительность жизни одного поколения
Нейтронов, то скорость изменения плотности без учета запаздывающих
нейтронов будет равна
dnfdt = пЪЩ = рп II *, (3.30)
гДе'*=/Дэф.
77
Проинтегрировав уравнение (3.30), получим
и=:и0ехр(Г/Г), (3-31^
где «о — значение плотности нейтронов в момент времени г = 0, когда
введена реактивность р; Т = I */р - период реактора, характеризующий
время, за которое плотность нейтронов возрастает в е раз. Для тепловых
реакторов время жизни одного поколения нейтронов составляет / =
= ю-3 -=- Ю-4 с. Период реактора будет различным в зависимости
от реактивности реактора. В частности, при / = 10" с и р = 0,003
будем иметь Т = 0,33 с. Следовательно, за 0,33 с плотность нейтронов
в рассматриваемом случае возрастет в е раз, за 1 с - в е ^20 раз,
за 2 с - в 400 раз и т. д. Таким образом, мгновенными нейтронами
реактор разгоняется с очень большой скоростью. Если бы плотность
нейтронов и соответствующая ей мощность реактора действительно
изменялись с такой скоростью, управление реактором было бы практи-
чески невозможно. Учет запаздывающих нейтронов радикально изменяет
условия управления реактором.
Уравнение кинетики реактора с учетом шести групп запаздывающих
нейтронов имеет вид
6
dnldt = (р - 13)nfl* + 2 XjCj , (3.32)
/ = 1
где Xf - постоянная распада радиоактивного изотопа-предшественника,
обратно пропорциональная периоду его полураспада; С;- — концентра-
ция ядер-излучателей запаздывающих нейтронов / -й группы, опреде-
ляемая уравнением
dCf \dt = Щ nII* - Xf Cf . (3-33)
В ряде случаев ограничиваются первым приближением, сводя все
запаздывающие нейтроны к одной эквивалентной группе со сгзедней
постоянной распада ядра изотопа-предшественника X = 0,076 с ^ . При
одногрупповом приближении математическая модель активной зоны
определяется двумя уравнениями:
dn/dt = {p-&)nfl* + ХС;
dqdt = Mi*-bc. (3-34)
Допустим, что в реакторе, находившемся в установившемся крити-
ческом состоянии при плотности нейтронов wo, в некоторый момент
времени t = 0 реактивность скачкообразно изменена на величину р,
после чего коэффициент размножения к^ф сохраняет неизменное зна-
чение. Решив систему уравнений (3.34), найдем закон изменения во
времени плотности нейтронов
и(0 ="мгн(0 +Иэап(0. (3'35)
78
где имгн(0 и Лзал (0 — составляющие общего изменения плотности
нейтронов за счет соответственно мгновенных и запаздывающих нейт-
ронов, причем
«мгн(0 =- д—: ехР
(3.36)
"зал (О =
(ff - P)t
& - Р
ехр
\pt
& ~ р
Соотношение экспонент (3.36) в уравнении (3.35) и степень
влияния каждой из них на общее изменение плотности нейтронов зави-
сят от абсолютной величины и знака возмущения р, вызвавшего пере-
ходный процесс. При установившемся режиме (р = 0) имеем «мгн =
= 0 и «зал = по> т- е. цепная реакция в реакторе и критический режим
его работы поддерживаются исключительно запаздывающими нейтро-
нами; по отношению к мгновенным нейтронам реактор находится
в подкритическом состоянии.
Рассмотрим процессы в том случае, когда реактор выводится в над-
критический режим приложенным к нему положительным возмуще-
нием р. При этом значение возмущения р, равное суммарной доле
запаздывающих нейтронов /3, разделяет переходные режимы реактора
на два принципиально отличных типа. При малых возмущениях (р < ]3)
первая из экспонент (3.36) отрицательна, вторая положительна
(рис. 3.8, а). Сумма текущих значений экспонент, соответствующая
моменту времени t = 0, равна п0. Начальный после возмущения период
времени tr характеризуется быстрым возрастанием плотности нейтро-
нов n(t) за счет мгновенных нейтронов. Экспонента «Мгн(0> пока-
зывающая изменение во времени доли мгновенных нейтронов, быстро
стремится к нулю. Это означает, что по отношению только к мгновенным
нейтронам в рассматриваемом случае реактор находится в подкрити-
ческом состоянии. По истечении весьма короткого промежутка вре-
мени tl (порядка 1 с) влияние мгновенных нейтронов на общую плот-
ность нейтронов становится пренебрежимо малым и дальнейший процесс
полностью определяется влиянием запаздывающих нейтронов. Таким
образом, определяющую роль в общем процессе изменения плотности
нейтронов при малых положительных возмущениях (0 < р < /3) играют
запаздывающие нейтроны. По отношению к ним реактор находится
в надкритическом состоянии, в связи с чем плотность нейтронов
и соответствующая ей мощность реактора неограниченно возрастают
с периодом
r=(0-p)/(Xp)f (3.37)
°пределяемым показателем экспоненты «зал (О во второй из формул
(3.36). Определение периода реактора по уравнению (3.37) правомерно
79
лишь при малых значениях реактивности. Более строго ее определение
по уравнению Нордхейма (так называемой формуле обратных часов
[13]), связывающему реактивность с установившимся периодом реак-
тора Г,
Р =
кэфТ
6
+ 2
Pi
,=л1+х1т
Из кривых на рис. 3.9, построенных в соответствии с этой формулой,
следует, что при малых значениях реактивности период реактора не
а)
^РАР-Р}
-rhfAf-fl
**р/(р-р
-«ejVTp-p)
пмгиЮ
ПзапЮ
г)
Рис.3.8- Переходные процессы изменения плотности нейтронов в активной зоне
реактора при различном возмущении р: а — 0 < р < /3; б — р > $\ в—р<0;
г - сравнение переходных процессов при разных знаках возмущения
зависит от времени жизни нейтронов / и, следовательно, от типа реак-
тора. При достаточно больших значениях реактивности, прибли-
жающихся к величине /3, период реактора Т существенно зависит от
80
времени жизни мгновенных нейтронов. Этот вывод справедлив для
реакторов как на тепловых, так и на быстрых нейтронах. Из сопостав-
ления характеристик различных видов ядерного топлива (см. табл. 3.2)
следует, что при делении тепловыми нейтронами ядер 239Ри и 233U
образуется значительно меньшее количество запаздывающих нейтронов,
чем при делении ядер 23SU. В реакторах на быстрых нейтронах относи-
тельная доля запаздывающих нейтронов меньше, чем в реакторах на
10
10
10
10
10
10
-3
т
V
^
к2
10~5с-
V-Z-7
o'c
-4
-10 с
t\
?
16" 10~3 10~2 10~1 1 10
Рис.3.9- Зависимость установившегося периода реактора Т от реактивности
и времени жизни мгновенных нейтронов /
1 - уменьшение мощности; 2 - увеличение мощности
тепловых нейтронах. Однако следует иметь в виду, что запаздывающие
нейтроны образуются при делении быстрыми нейтронами ядер не только
топлива, но и воспроизводящих материалов (238U и др.), в результате
чего эффективная доля запаздывающих нейтронов в быстрых реакторах
при работе на одном и том же топливе оказывается большей, чем в реак-
торах на тепловых нейтронах. Вместе с тем время жизни мгновенных
нейтронов в реакторах на быстрых нейтронах на несколько порядков
меньше, а доля запаздывающих нейтронов при использовании в качестве
топлива 239Ри заметно меньше, чем при использовании 23SU. Вследствие
этого установившийся период реактора на быстрых нейтронах меньше,
чем реактора на тепловых нейтронах, что может затруднять управление
При высоких значениях реактивности. Поэтому допустимые значения
реактивности для реакторов на быстрых нейтронах должны быть еще
меньшими, чем для реакторов на тепловых нейтронах. При малых зна-
81
чениях р управление реакторами обоих типов может быть вполне эффек-
тивным. В связи с изложенным в качестве одного из условий, обеспе-
чивающих ядерную безопасность реактора, выдвигается требование,
чтобы установившийся период реактора был не меньше минимального
допустимого предела Т = 20 с [54].
При р < |3 период реактора измеряется десятками секунд, что опре-
деляет соответствующие требования к быстродействию СУЗ.
При большом приросте реактивности (р > 0) изменяются знаки
слагаемых (3.36) в правой части формулы (3.35). В этом случае реак-
тор оказывается в надкритическом состоянии по отношению к мгно-
венным нейтронам, и их число начинает быстро возрастать (рис. 3.8, б),
с периодом, определяемым продолжительностью жизни мгновенных
нейтронов. Так как за столь малое время поток запаздывающих нейтро-
нов изменяется мало, то результирующий переходный процесс реактора
при больших возмущениях определяется мгновенными нейтронами.
Границей рассматриваемых режимов является значение р = 0, при
котором реактор оказывается в критическом состоянии по отношению
только к мгновенным нейтронам, т. е. цепная реакция может поддер-
живаться независимо от запаздывающих нейтронов. Такое состояние
называют мгновенной критичностью. Поскольку наряду
с генерацией мгновенных нейтронов при этом образуются также запазды-
вающие нейтроны, реактор в целом надкритичен и его мощность быстро
нарастает с периодом, определяемым мгновенными нейтронами.
Быстрое возрастание потока нейтронов делает практически невоз-
можным управление реактором. Поэтому в практике эксплуатации
должна быть исключена возможность появления по какой бы то ни было
причине мгновенной критичности. Одно из условий ядерной безопас-
ности реакторов состоит в том, чтобы ни в какой момент эксплуатации
реактора (как в стационарных, так и в переходных режимах) ни по
какой причине не было допущено положительных значений реактив-
ности, равных или больших (5 и близких к этой величине. В случае при-
ближения к этому предельному значению должна срабатывать аварийная
защита .Учитывая столь важную роль случая р = 0 для управления реак-
тором, нередко величину р = )3 принимают за единицу реактивности
и в этом смысле говорят о реактивности 0,50, 20 и т. д. Такую единицу
реактивности в зарубежной литературе называют долларом, а 1% ее —
центом.
При скачкообразном изменении реактивности в отрицательную
сторону (р < 0), выводящем реактор в подкритическое состояние,
процесс изменения плотности нейтронов описывается, как и ранее,
уравнением (3.35). Слагаемые (3.36) в правой части этого уравнения
можно переписать следующим образом:
«01р1 / /з+lpl \
"мгн(г)=77Т^ехр^— / ;
82
.. поР ( \\Р\ \
"зал (О = г~г ехр I — t ] ,
где Ipl = —р — абсолютное значение реактивности.
Как следует из приведенных соотношений, оба слагаемых положи-
тельны и с течением времени асимптотически стремятся к нулю
(рис. 3.8, в), поэтому и результирующий процесс асимптотически стре-
мится к нулю. В этом процессе можно выделить два этапа. На первом
после возмущения этапе плотность нейтронов уменьшается с большой
скоростью, определяемой уменьшением размножающей способности
мгновенных нейтронов. Величина снижения мощности реактора при
этом определяется абсолютным значением введенной отрицательной
реактивности. Благодаря быстрому темпу снижения мощности этот
этап, определяемый первым слагаемым иМгн(0 В уравнении (3.35),
играет чрезвычайно важную роль при быстром аварийном останове
реактора, так как определяет ту долю мощности lpl/(0 + Ipl), на
которую быстро, с периодом Тмгн = /*/(|3 + Ipl), обусловленным
мгновенными нейтронами, разгружается реактор при срабатывании
аварийной защиты. На втором этапе переходного процесса, начи-
нающемся после затухания составляющей иМгн(0 через доли секунды,
скорость уменьшения плотности нейтронов соответствует п зал (О
в уравнении (3.35), определяемой влиянием запаздывающих нейтронов.
Из уравнения (3.35) и рис. 3.9 следует, что отрицательной реактивности
соответствует больший период реактора, чем равной ей по абсолютной
величине положительной реактивности. Так, приведенным выше харак-
терным для реакторов на тепловых нейтронах значениям /* = 0,001 с;
X = 0,076 с"1; 0 = 0,064 и р = 0,003 соответствует при положительной
реактивности период реактора Т = 14,9 с, а при таком же значении отри-
цательной реактивности (р = —0,003) период Т — 42 с. При этом период,
определяемый мгновенными нейтронами, составлял 0,33 с.
Вследствие такого различия периодов скорость разгрузки реактора
на этапе, определяемом запаздывающими нейтронами, значительно
ниже, чем скорость возрастания его мощности на аналогичном этапе
при равных по абсолютной величине, но противоположных по знаку
возмущениях (рис. 3.8, г). С физической точки зрения это объясняется
тем, что в процессе снижения мощности продолжается излучение запаз-
дывающих нейтронов ядрами продуктов деления, которые были обра-
зованы еще при работе на исходном режиме. Столь сильное снижение
скорости разгрузки реактора под влиянием запаздывающих нейтронов
осложняет задачу создания эффективной аварийной защиты. Из урав-
нения (3.37), которое при р < 0 можно переписать в виде
г=(0+1р1)/(Мр1) = (1+0/!р1)/Л,
следует, что период реактора уменьшается с увеличением абсолютного
значения вводимой реактивности. Однако даже при р -»• —°° период Т
83
не может быть уменьшен ниже предельного значения Т = 1/Х, обуслов-
ленного свойствами ядерного топлива.
Таким образом, никакой аварийной защитой нельзя ускорить про-
цесс снижения мощности реактора на втором этапе переходного про-
цесса, определяемом запаздывающими нейтронами. Процесс деления
ядер топлива длительное время после срабатывания аварийной защиты
сохраняется на достаточно высоком уровне. Это требует длительного
отвода теплоты при аварийном расхолаживании реактора.
Следует также иметь в виду, что из-за наличия шести групп запазды-
вающих нейтронов второе слагаемое и зал (О в уравнении (3.35) в дей-
ствительности представляет собой не одну экспоненту, а сумму шести
экспонент с разными постоянными времени. Из-за этого второй этап
снижения мощности будет несколько отличаться от изображенного
на рис. 3.8, в. При этом длительность процесса останова реактора будет
в конечном счете определяться группой нейтронов, имеющей наимень-
шую постоянную распада Ху и наибольший период Ту = 1/Ху . Как сле-
дует из данных, приведенных в табл. 3.1, для 87Вг постоянная распада
Л = 0,0125 с-1 и период Т — 80 с. Следовательно, на заключительном
этапе останова реактора за каждые 80 с мощность будет снижаться
в е раз. Весь же процесс заглушения реактора, когда необходим интен-
сивный отвод теплоты, может длиться десятки минут. Кроме того, сле-
дует иметь в виду, что в заглушённом реакторе продолжается, посте-
пенно затухая, процесс радиоактивного распада продуктов деления,
при котором также выделяется теплота. Ее все это время необходимо
отводить от активной зоны. Проведенный анализ позволил установить,
что реактор является существенно нелинейным объектом управления,
процессы в котором различны при разных величине и знаке реактив-
ности.
Мощностной и температурный эффекты реактивности, характери-
зуемые для реакторов ВВЭР соответствующими отрицательными коэф-
фициентами реактивности (см. § 3.2), создают свойства саморегулиро-
вания, обеспечивающие устойчивость реактора. Без учета этих обратных
связей реактор представляет собой неустойчивый объект управления.
Следует вместе с тем понимать двойственный характер влияния темпе-
ратурного эффекта реактивности на процессы в реакторе: случайные
отклонения температуры теплоносителя сами могут быть возмущениями
реактивности. В некоторых случаях, в частности во время пусков реак-
тора или после его ремонтов подключаются циркуляционные петли,
в которых температура воды ниже, чем в ранее подключенных петлях.
При этом возможно нежелательное высвобождение реактивности. Тот же
эффект проявится, если к работающему реактору будет подключена
петля, в которой содержание борной кислоты в теплоносителе меньше,
чем в ранее подключенных петлях. Такие случаи наблюдались в прак-
тике работы зарубежных АЭС [42], что приводило к разгону реактора
и срабатыванию аварийной защиты.
84
3.5. Поглощение нейтронов органами управления реактором
и контроля за его работой
Водо-водяные энергетические реакторы. Система управления и за-
щиты (СУЗ) реактора — основная из систем, обеспечивающих ядерную
безопасность реактора, включает в себя две независимые системы, осно-
ванные на разных принципах: систему механических органов СУЗ и си-
стему борного регулирования. СУЗ выполняет функции регулирования
мощности реактора, компенсации медленных изменений реактивности,
обеспечения плановых и аварийных остановов реактора. В табл. 3.3
приведены оценочные характеристики основных составляющих изме-
нения реактивности реакторов ВВЭР [42].
В реакторах ВВЭР медленные изменения реактивности в течение
кампании обеспечиваются системой борного регулирования. Система
механических органов управления обеспечивает регулирование мощ-
ности реактора в нестационарных режимах, а также компенсацию реак-
тивности при плановых и аварийных остановах. В последнем случае
отрицательная реактивность может быть введена в реактор со ско-
ростью до 2% реактивности в секунду. При регулировании мощности
реактивность высвобождается со скоростью, не превышающей 0,22%
реактивности в секунду. Суммарная активность одновременно переме-
щающихся регулирующих стержней должна быть несколько меньше j3
с тем, чтобы даже при полном их извлечении из реактора была исклю-
чена мгновенная критичность. Эффективность стержней аварийной
защиты для быстрого подавления цепной реакции деления принимается
примерно равной 30 [13].
Органы управления реакторами ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 существенно
отличаются друг от друга. Регулирующая сборка ВВЭР440, компенси-
рующая изменения реактивности, состоит из двух частей: верхней —
поглотителя, и нижней — ядерного топлива (подвижная ТВС). В холод-
ном состоянии реактора, когда он загружен свежим топливом, для
компенсации максимальной реактивности поглощающая часть регули-
рующих сборок полностью погружена в активную зону, а подвижные
ТВС размещаются под активной зоной внутри нижнего блока защитных
труб, предохраняющих ТВС от вибраций под воздействием потока
теплоносителя. Когда сборка поднята в верхнее положение, поглотитель
извлечен из активной зоны, а его место занимает топливная часть.
Подъем регулирующей сборки высвобождает реактивность под воздей-
ствием двух факторов: уменьшения поглощения нейтронов и увели-
чения массы топлива в активной зоне. Подвижная ТВС одновременно
выполняет функции вытеснителя воды при извлечении поглощающей
части. Шестигранная труба поглощающей части имеет в поперечном
сечении те же размеры, что и подвижная ТВС, и является ее продолже-
нием. Она представляет собой чехол с "черными" (неотражающими)
Для тепловых нейтронов стенками. На внутренней поверхности шести-
85
гранной трубки расположены вкладыши из бористой стали, погло-
щающие тепловые нейтроны. Полость трубки заполнена циркулирующей
водой. Вода внутри поглотителя делает его непрозрачным для быстрых
нейтронов. При такой конструкции поглощающая часть регулирующей
сборки выполняет роль ловушки нейтронов: быстрые нейтроны, прони-
кающие в полость трубки, замедляются в воде и поглощаются бором,
не выходя за пределы поглотителя; тепловые нейтроны, прошедшие
сквозь стенку шестигранного чехла, поглощаются во вкладышах из
бористой стали.
Таблица 3.3
Основные составляющие реактивности реакторов ВВЭР
Составляющая реактивности
Значе-
ние, %
Реактивность, определяемая Доплер-эффектом
То же, изменением средней температуры воды
" ", изменением средней плотности воды
Реактивность, определяемая областью регулирования
Оперативный запас реактивности
Общая реактивность, необходимая для регулирования мощности реак-
тора
Реактивность, определяемая выгоранием топлива
То же, отравлением ксеноном и самарием
Реактивность, необходимая при расхолаживании
Подкритичность при перегрузке
Общая реактивность, необходимая для компенсации медленных измене-
ний реактивности
Реактивность, определяемая изменением мощности при останове реак-
тора
Подкритичность горячего реактора
Реактивность, внесенная одним поглотителем, застрявшим в верхнем
положении
Общая реактивность, необходимая для останова реактора
1,4-1.6
0-1.0
0-0.1
0,5
0,1
2,0-3,3
8,0-10,0
3,0
4,0-5,0
2,0-10.0
Ц7.0-28.0
1,4-2,7
1,0
1,0
3,4-4.7
При извлечении регулирующей сборки из активной зоны оставшаяся
шестигранная полость, заполненная водой, продолжает играть роль
ловушки нейтронов. Ее эффективность достигает 70% эффективности
регулирующей сборки [42]. Этим пользуются при перегрузке топлива.
Перед извлечением регулирующей сборки СУЗ в непосредственной
близости от нее выгружают две-три рабочие ТВС, создавая водяные
полости, в некоторой мере компенсирующие удаление поглотителя
и выполняющие функции поглотителя в период извлечения из активной
зоны топливной части регулирующей сборки.
86
В серийных реакторах ВВЭР440 на 312 рабочих ТВС применяют
37 регулирующих сборок (в среднем одна регулирующая сборка на
8,5 рабочих ТВС), равномерно распределенных по сечению активной
зоны (рис. 3.10) и размещающихся в решетке рабочих ТВС Приводы
СУЗ вынесены из корпуса реактора и размещены в защитных чехлах
(трубах) на верхней съемной крышке. Для привода используются
синхронные электродвигатели. Вращательное движение ротора элек-
тродвигателя преобразуется в поступательное движение регулирующей
О Рабочая ТВС
%^) Регулирующая сборка
• 3.10. Картограмма размещения рабочих ТВС и регулирующих сборок реактора
ВВЭР-440
сборки посредством приводной пары шестерня — рейка. При необхо-
димости быстрого аварийного выключения реактора предусмотрено
расцепление приводов. При этом все регулирующие сборки под дей-
ствием собственного веса погружаются в активную зону. Для гашения
их скорости в конце падения в конструкции предусмотрены гидравли-
ческие демпферы.
87
Регулирующие органы разделяются на рабочие группы, выпол-
няющие различные функции (компенсация медленных изменений реак-
тивности, аварийное выключение реактора). Число рабочих групп —
12 у реакторов первой модификации (с числом регулирующих сбо-
рок 73) и 6 у серийных реакторов ВВЭР^440. Обычно в одну группу
стремятся объединить симметрично расположенные регулирующие сбор-
ки с тем, чтобы их одновременное перемещение не нарушало общей
симметрии активной зоны. Порядок подъема рабочих групп регули-
рующих сборок устанавливают специальными расчетами, исходя из
обеспечения минимальной неравномерности энерговыделения по
радиусу и высоте активной зоны. Запас реактивности на выгорание топ-
лива компенсируется обычно борной кислотой. В этих условиях боль-
шинство рабочих групп регулирующих сборок при нормальной экс-
плуатации реактора находится в верхнем положении, а функции регули-
рующей выполняет обычно лишь одна, последняя группа (двенадцатая
или шестая у различных модификаций реактора).
Эффективность регулирующих сборок, под которой пони-
мают реактивность, сообщаемую реактору при перемещении сборки
от нижних до верхних концевых выключателей, ограничивающих полное
перемещение ее сервопривода в активной зоне, зависит от места уста-
новки сборок в активной зоне и от температуры теплоносителя, а также
от концентрации борной кислоты. Увеличение температуры теплоноси-
теля повышает реактивность Лр, высвобождающуюся при подъеме
соответствующей группы регулирующих сборок. Напротив, увеличение
концентрации борной кислоты понижает эффективность механических
органов управления реактором. Это обстоятельство необходимо учи-
тывать при эксплуатации реактора. При этом эффективность различных
групп по мере увеличения концентрации борной кислоты изменяется
по разным законам, определяемым взаимным расположением регули-
рующих групп в активной зоне и порядком их перемещения.
В процессе эксплуатации поглотителей происходит выгорание изо-
топа 10В, что также понижает эффективность регулирующих сборок
и приводит к необходимости их периодической замены. Широко при-
меняемая на практике 3%-ная бористая сталь, если линейный размер
в поперечнике более 2 см, обеспечивает работу регулирующих сборок
без заметного выгорания поглотителя до 10 лет.
Поглощающие стержни реактора ВВЭР-1000 имеют другое конструк-
тивное решение. В каждой рабочей ТВС предусмотрена возможность
размещения пучка (кластера), состоящего из 12 или 18 подвижных
стержневых поглотителей, изготовленных на основе алюминия с при-
садкой Еи203 и заключенных в оболочки из нержавеющей стали. Все
поглотители располагаются в специальных направляющих трубках
в пучке стержневых твэлов (см. рис. 3.3). Еще одна направляющая
трубка предназначена для датчика замера энерговыделения. Все под-
вижные поглощающие стержни перемещаются общим приводом. Для
88
привода в реакторах этого типа используются шаговые электродви-
гатели, в которых за счет установки полюсов статора не по окружности,
а последовательно в одной плоскости обеспечивается не вращательное,
а возвратно-поступательное движение якоря и связанного с ним клас-
тера. В реакторе ВВЭР-1000 имеется 109 приводов СУЗ. В периферий-
ных ТВС подвижных кластеров устанавливают пучки с выгорающим
поглотителем — природным бором.
Борная кислота, вводимая в теплоноситель первого контура реак-
торов ВВЭР, циркулирует по замкнутому контуру. Концентрация ее
зависит от времени и определяется темпом и глубиной выгорания топ-
лива в период между перегрузками. После перегрузки концентрация
борной кислоты, рассчитанная на компенсацию реактивности, обуслов-
ленной избытком топлива над критической массой, максимальна. В про-
цессе рабочей кампании борная кислота постепенно выводится из тепло-
носителя, и к концу кампании ее концентрация становится равной
нулю. Специфика борного регулирования во многом определяется
тем, что концентрация борной кислоты в теплоносителе может быть
увеличена очень быстро вводом дополнительного количества кислоты.
Это позволяет эффективно вводить отрицательную реактивность и ши-
роко использовать борное регулирование в аварийных ситуациях.
Вывод же борной кислоты из теплоносителя, производимый обычно
путем водообмена, происходит с малой скоростью, поэтому борное
регулирование можно использовать только для медленных изменений
реактивности.
Канальные реакторы. Управление реактором РБМК производится
с помощью механической системы СУЗ. Подвижные стержни-погло-
тители размещаются в специальных каналах СУЗ с системой охлаждения,
независимой от системы охлаждения технологических каналов. В ка-
честве поглотителя применен карбид бора. На каждые семь технологи-
ческих каналов в решетке реактора РБМК приходится один канал СУЗ.
Часть технологических каналов снабжена ТВС с детекторами контроля
энерговыделения (ДКЭ) по радиусу (ДКЭ-р) и высоте (ДКЭ-в). Погло-
щающие стержни функционально разделены на стержни ручного регули-
рования (РР), стержни автоматического регулирования (АР), стержни
аварийной защиты (A3) и укороченные стержни-поглотители (УСП).
Конструктивно стержни (рис. 3.11) состоят из отдельных поглощающих
звеньев длиной по 967,5 мм с зазором между ними 65 мм. Стержни
охлаждаются водой с температурой 333—363 К, поступающей из спе-
циального контура с насосно-теплообменной установкой. Для уменьше-
ния вредного поглощения нейтронов в охлаждающей воде стержни
РР, A3 и УСП снабжены вытеснителями. В конструкции, применявшейся
До чернобыльской аварии (см. § 8.4), при извлечении СУЗ вытеснитель
располагался симметрично относительно центра активной зоны, а участ-
ки канала длиной около 1 м сверху и снизу вытеснителя заполнены во-
дой. Стержни АР вытеснителя не имеют, и при их извлечении канал пол-
89
ft^f
772
Рис. 3.11. Стержень-поглотитель ре-
актора РБМК
1 — трос; 2 — штанга; 3 — звено
поглотителя; 4 - телескопическая
тяга; 5 — звено вытеснителя
Рис
3.12. Пучок стержней АР ре-
актора БН-600
1 - головка для захвата; 2 — удли-
нитель; 3 — шарнир; 4 — теплоно-
ситель; 5 - поглощающий стер-
жень; 6 - кожух; 7 - наконечник
90
ностью заполняется водой. Стержни приводятся в движение асинхрон-
ными двигателями. Роторы их через редуктор соединены с барабанами,
на которые наматываются тросы, приводящие в ход стержни.
Система управления и защиты контролирует мощность реактора
в любых режимах его работы, период нарастания мощности реактора
в пусковых режимах, относительное распределение энерговыделения
на периферии реактора, обеспечивает ручное регулирование распреде-
ления энерговыделения по объему реактора и реактивности для ком-
пенсации эффектов выгорания, отравления и других, автоматически
поддерживает мощность и осуществляет аварийную защиту реактора
по сигналам боковых ионизационных камер. Подсистемами СУЗ явля-
ются системы локального автоматического регулирования (ЛАР) и ло-
кальной аварийной защиты (ЛАЗ), обеспечивающие наряду с интеграль-
ными регулированием и защитой реактора стабилизацию полей энерго-
выделения в отдельных его областях и аварийную защиту реакторов от
превышения средней мощности ТВС в тех или иных локальных районах
активной зоны [15]. Минуя оператора, на реактор могут воздействовать
только автоматические системы АР, ЛАР, A3 и ЛАЗ. Контроль за
состоянием реактора производится системой физического контроля
энерговыделения по радиусу, осуществляющей измерение мощности
130 ТВС, равномерно распределенных по реактору, и системой физи-
ческого контроля энерговыделения по высоте реактора, измеряющей
плотность нейтронов в семи точках по высоте 12 ТВС, равномерно
распределенных по реактору. Сигналы от детекторов этих систем пере-
даются системе централизованного контроля "Скала".
Реакторы БН. Несмотря на глубокое выгорание топлива в реакторах
на быстрых нейтронах, изменение реактивности за период между пере-
грузками топлива невелико. Это связано с высоким коэффициентом
воспроизводства в периферийной части активной зоны таких реакторов
и слабым влиянием образующихся при этом шлаков на реактивность.
Слабо выражены в реакторах этого класса также мощностной и темпе-
ратурный эффекты реактивности. Необходимо, чтобы реактор мог
быть остановлен с достаточным запасом отрицательной реактивности.
Управление реактором БН производится с помощью механической
системы СУЗ. Подвижные стержни-поглотители созданы на основе
карбида бора В4С. Система СУЗ реактора БН-600 сосредоточена в пре-
делах центральной колонны, закрепленной на поворотной пробке над
активной зоной. В составе СУЗ насчитывается 27 подвижных погло-
щающих стержней, в том числе 2 регулирующих, 19 компенсирующих
и 6 аварийных.
Пучки стержней СУЗ реактора БН-600 скомпонованы в стальном
кожухе (рис. 3.12). Для их охлаждения применяют жидкий натрий.
К пучку снизу крепится на шарнире хвостовик, а сверху - подвеска,
головка которой соединена с тягой привода СУЗ. При перегрузке топ-
лива поглощающие сборки, расцепленные с приводами, остаются в ак-
тивной зоне.
Глава четвертая
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТОПЛИВА
4.1. Топливный цикл
Разомкнутый и замкнутый топливные циклы. В качестве топлива
для АЭС используется, как правило, обогащенный уран со степенью
обогащения до 4,4%. В общем случае в реакторе АЭС может исполь-
зоваться уран с различным обогащением «как при первой загрузке, так
и при перегрузках.
Для получения требуемой массы М обогащенного урана
потребляется масса Мх природного урана. Она поступает на предприятия
О топливного цикла (рис. 4.1), где 23s U обогащается до требуемой
степени. При этом образуется обедненный (отвальный) уран массой
Л/2, содержащий долю 23SU, меньшую чем в природном уране [55].
На предприятиях Т изготавливаются тепловыделяющие элементы (твэ-
лы) и тепловыделяющие сборки (ТВС).
С предприятий топливного цикла топливо поступает на АЭС Время
пребывания топлива на АЭС складывается из времени пребывания
на станции до загрузки в реактор, времени нахождения его в реакторе
и времени пребывания в бассейне выдержки после выгрузки из реак-
тора до отправки с АЭС
Получение и размещение ТВС производится в соответствии с техно-
логическими схемами движения ядерного топлива внутри АЭС [18].
Схема движения ТВС на АЭС, состоящей из двух блоков ВВЭ1М40
с общим центральным залом (рис. 4.2), предусматривает несколько
этапов. На первом этапе контейнеры со свежими ТВС выгружают из
железнодорожных вагонов на склад свежих ТВС (узел свежего топ-
лива — УСТ). На складе свежие ТВС извлекают из контейнеров и раз-
мещают в специальных чехлах. Загруженные чехлы со свежими ТВС
через транспортный люк связи с центральным залом 5 (рис. 4.3)
извлекают из УСТ и после перемещения краном через центральный
зал размещают в универсальном гнезде бассейна выдержки (БВ) 7
или 8. Затем свежие ТВС могут быть перегрузочной машиной непо-
средственнс загружены в реактор № 1 или 2 при его перегрузке или
расположены на стеллажах БВ для промежуточного хранения. Эту опера-
цию проводят при работающем реакторе с целью сокращения холостых
пробегов перегрузочной машины в процессе перегрузки после останова
реактора. Следующий этап движения ТВС — перегрузка ядерного топ-
лива с загрузкой свежих ТВС в реактор и выгрузкой отработавших
ТВС в бассейн выдержки. После трехлетней выдержки отработавших
ТВС в бассейне производится их отправка на завод регенерации топ-
лива.
92
ь»
Ч.
" Электроэнергия
Подпитка
природным
ураном
Обедненный уран
(отвал на склад)
Mh
Товарный
плутоний,
,MS
Продукты
деления
(на захоронение)
Рис.4.1. Принципиальная схема топливного цикла
О - завод по обогащению урана; Г - завод, изготовляющий твэлы и ТВС; Р - за-
вод химической регенерации
Реактор
Железно-
дорожный
Вагон
Контейнеры
со свежими
ТВС
бассейн
выдержки
N4
Склад свежих ТВС
(узел свежего
топлива)
Реактор
NSZ
Контейнер с
облученными
ТВС
Бассейн
выдержки
N'2
Отправка
ОТВС с
АЭС
1 -
Рис.4.2. Схема потоков ТВС на АЭС с двумя блоками ВВЭР440
разгрузка железнодорожных вагонов и складирование свежих ТВС; 2 - извле-
чение ТВС из контейнеров и установка их в стеллажи и чехлы; 3 - транспортиров-
ка Чехлов с ТВС в бассейн выдержки; 4 - установка свежих ТВС в реактор;
извлечение из реактора отработавших ТВСи установка их в бассейн выдержки;
5~
б -
загрузка чехла с отработавшими ТВС в транспортный контейнер; 7 — загрузка
транспортного контейнера в железнодорожный вагон
93
Схема движения ТВС на АЭС с энергоблоками ВВЭР-1000 (рис. 4.4),
выполненными по типовому проекту (Запорожская и Балаков-
ская АЭС), отличается от рассмотренной выше. Проектом предусмот-
рено размещение УТС в отдельно стоящем спецкорпусе, предназначен,
ном для одновременного обслуживания четырех энергоблоков. Выгруз-
ка контейнеров со свежими ТВС из железнодорожных вагонов и за-
грузка их в чехлы производятся в этом корпусе. Далее чехлы, загру-
женные свежими ТВС, железнодорожной платформой доставляются
к конкретному энергоблоку. Платформа размещается в специальном
транспортном коридоре, имеющем люк связи с центральным залом.
Через этот люк с помощью поворотного крана загруженный чехол
доставляют к универсальному гнезду бассейна выдержки. Дальнейшая
последовательность операций с ТВС на энергоблоке ВВЭР-1000 принци-
пиально не отличается от аналогичной последовательности для
блока ВВЭР440.
ЕЗ Железнодорожная линий к АЗС
Рис.4.3. Центральный зал АЭС
1 - реактор №1; 2 - реактор №2; 3 - люк связи узла свежего топлива с транс-
портным коридором; 4 - узел свежего топлива; 5 - люк связи узла свежего
топлива с центральным залом; б - люк связи транспортного коридора с цент-
ральным залом; 7 - бассейн выдержки реактора №1; 8 - бассейн выдержки
реактора №2
Основные транспортно-технологические операции как со свежим,
так и с отработанным топливом производятся в основном в централь-
ном зале АЭС. В зале, пример которого для двух блоков ВВЭР440
дан на рис. 4.3, имеется один набор транспортно-технологического
оборудования для операций с ТВ С, в том числе одна перегрузочная
94
машина на два блока. При наличии на АЭС специального транспортного
корифра такая компоновка реакторного зала позволяет использовать
емкости бассейнов выдержки обоих реакторов одновременно, если,
например, в бассейне выдержки перегружаемого реактора не хватает
свободных ячеек.
6no*N~1
БВ-1
L1
р-1
Железнодорожный вагон
Склад свежих ТВС (УСТ)
Блок№
6B~2h
Р-2
БлокН~3
БВ-ЗН
К
Р-ЗИ
Блок N%
БВ-Ч
К
p-tf.
Рис.4.4. Схема потоков ТВС на АЭС с блоками ВВЭР-1000
1 - разгрузка железнодорожных вагонов и складирование свежих ТВС; 2 - транс-
портировка чехлов с ТВС и установка их в бассейн выдержки; 3 - загрузка свежих
ТВС в реактор; 4 — выгрузка отработавших ТВС из реактора в бассейн выдержки;
5 — загрузка отработавших ТВС в контейнер; б — загрузка транспортного контей-
нера в железнодорожный вагон; 7 - железнодорожный вагон; БВ - бассейн вы-
держки; Р — реактор; К — контейнер; ОТВС — отработавшие ТВС
Узел свежего топлива (рис. 4.5) оборудован краном 3, кантова-
телем 2 для работы с контейнерами со свежими ТВС, поворотным сто-
лом 6 для размещения чехлов, стеллажами 4, люками связи с транс-
портным коридором и центральным залом, а также свободным местом
Для хранения контейнеров. Кантователь позволяет устанавливать кон-
тейнер в вертикальное положение, на поворотном столе может быть
размещено до шести чехлов. После подачи железнодорожного вагона
в транспортный коридор вскрывается люк связи 3 (рис. 4.3) между
95
ним и УСТ. Через люк при помощи крана контейнеры с ТВС разме-
щаются на полу УСТ, а затем устанавливаются по одному на канто-
ватель в горизонтальном положении, закрепляются, и вся система пере-
водится в вертикальное положение. После вскрытия контейнера из
него с помощью специальных захватов извлекаются свежие ТВС и уста-
навливаются в стеллажи 4 для временного хранения (рис. 4.5). Освобо-
дившийся контейнер снимается с кантователя и возвращается на прежнее
место.
Железнодорожная
линия
ч^¥ I
| >s^\jl2^- Центральный \
I _7! 3™ I
Рис.4.5. Схема размещения оборудования на узле свежего топлива АЭС с ВВЭР-440
1 - контейнеры с ТВС; 2 - кантователь; 3 - кран; 4 - стеллажи для хранения
ТВС; 5 — люк связи с транспортным коридором; 6 - поворотный стол; 7— чехол
для ТВС
Загрузка свежих ТВС в чехлы производится на поворотном столе.
Загруженный чехол после разворота стола на 180° извлекается через
люк связи центрального зала и транспортируется к бассейну выдержки.
Топливо, загруженное в активную зону, в любой момент работы
реактора должно иметь критическую массу, без чего невоз-
можна самоподдерживающаяся цепная реакция.
По мере работы реактора после загрузки топлива происходит выго-
рание 23SU, что уменьшает массу находящегося в активной зоне деля-
щегося вещества. Чтобы она не стала меньше критической, в момент
загрузки необходимо иметь в активной зоне избыток делящихся нукли-
дов сверх критической массы. В активной зоне реактора ВВЭР в холод-
ном и неотравленном состоянии может содержаться от 15 до 40 крити-
96
ческих масс. Отмеченной особенностью нейтронно-физических процес-
сов определяется принципиальная невозможность полного сжигания
ядерного топлива и необходимость его периодической перегрузки. В вы-
гружаемом из реактора отработавшем топливе содержится определен-
ная масса М3 (рис. 4.1) делящихся нуклидов. Степень использования
загруженного в реактор топлива за топливную кампанию, представ-
ляющую собой период от момента его загрузки до момента выгрузки
из реактора, характеризуется глубиной выгорания топлива,
оцениваемой количеством выделенной за кампанию тепловой энергии,
отнесенной к единице массы топлива, загруженного в реактор
(МВт • сут/т). Для получения 1 МВт • сут требуется выгорание 1,1 г
235 U [14]. Если в первом приближении принять эту величину за еди-
ницу, то глубина выгорания в мегаватт-сутках на тонну будет численно
равна отношению массы продуктов деления в килограммах к полной
топливной загрузке в тоннах. Такая форма толкования глубины выго-
рания также находит практическое применение. Иногда глубину выго-
рания характеризуют массой разделившихся нуклидов, отнесенной
к единице массы топливной загрузки. В некоторых случаях удобной
для практического использования является относительная глубина
выгорания (степень выгорания), представляющая собой отношение
массы выгоревшего делящегося нуклида к массе начально загруженного
делящегося нуклида [53].
В выгружаемом из реактора топливе содержатся также многие
ценные изотопы. Естественно стремление использовать эти важные
компоненты отработавшего топлива и после его заданной выдержки
на АЭС в специальном бассейне выдержки (пока не распадутся коротко-
живущие изотопы) направить на заводы регенерации Р (см. рис. 4.1).
В ходе химических и физических процессов переработки отработавшего
топлива отделяются все ценные изотопы, представляющие интерес
для разных областей народного хозяйства, наработанный плутоний
и оставшийся уран. Изотопы плутония в дальнейшем могут быть исполь-
зованы в топливном цикле либо найти самостоятельное применение.
Затем регенерированное топливо возвращается в топливный цикл
и после дообогащения делящимися нуклидами (235 TJ или 239 Ри и 241 Ри)
добавляется к свежему топливу при изготовлении твэлов. Таким путем
осуществляется многократное использование ядерного топлива в реак-
торах. Топливный цикл, реализующий это, называется замкнутым.
Цикл, в котором отработавшее топливо после его выгрузки из реактора
не используется или переработка и возвращение топлива в цикл откла-
дывается на длительное время, соизмеримое со сроком службы АЭС,
называют разомкнутым.
Топливная составляющая себестоимости электроэнергии. Себе-
стоимость 1 кВт • ч электрической энергии, вырабатываемой АЭС, можно
определить соотношением
*э -Я/И/, (4.1)
^ в- А. Иванов 97
где И — годовые издержки производства электроэнергии на АЭС; W —
годовое производство электроэнергии.
Годовые издержки производства, связанные с эксплуатацией АЭС,
принципиально складываются из тех же составляющих, что и для ТЭС:
# = #ам + #з.п +#т.р +#пр +ИТ,
где //ам — амортизационные отчисления на капитальный ремонт и рено-
вацию; Я3.п — заработная плата производственному персоналу; Ят.р —
стоимость текущих ремонтов; Япр — прочие эксплуатационные
издержки; Ит — годовые затраты на ядерное топливо.
Структура эксплуатационных издержек АЭС существенно отличается
от аналогичных издержек ТЭС. Так, топливная составляющая годовых
расходов АЭС достигает 15—30% против 65—70% для ТЭС. В то же время
амортизационные отчисления на АЭС составляют 70—80% суммарных
эксплуатационных расходов [4, 55].
Годовые издержки на топливо при работе по разомкнутому топлив-
ному циклу равны
Ят = <ДТ + ЯХр) В,
где #т — цена топлива рабочего обогащения, в которой учтены затраты
на добычу исходного топлива, обогащение, изготовление твэлов и транс-
портные расходы; Яхр — стоимость хранения отработавшего топлива;
В — годовой расход ядерного топлива.
Если при компоновке активной зоны применяется топливо различ-
ного обогащения, отличающееся ценой, то годовые топливные издержки
составляют
#T=2(#I+#/xp)Z?f.
Топливные издержки на АЭС при работе по замкнутому топливному
циклу можно представить в виде [4,55]
Ят = Щт - Дот)Я, (4.2)
где Цт и Цот — соответственно цена исходного и отработанного топлива,
причем последняя зависит от содержания ядерного горючего в выгру-
женном топливе.
Ценой отработанного топлива учитываются издержки на произ-
водство изотопов, получаемых в реакторе и предназначенных для даль-
нейшего использования, в том числе в качестве исходного сырья для
изготовления новых твэлов, предназначенных для АЭС.
Хотя, как отмечалось выше, доля топливной составляющей себе-
стоимости электроэнергии на АЭС значительно меньше, чем на ТЭС,
тем не менее она достаточно велика, и задача повышения эффективности
использования топлива является весьма актуальной для ядерной энер-
гетики. Ее решение в значительной мере связано с увеличением глубины
выгорания топлива.
98
Специфическая особенность экономики ядерной энергетики —
большая роль фактора времени, что обусловлено длительностью топлив-
ного цикла и относительно высокой стоимостью ядерного топлива.
Такого вопроса практически нет в тепловой энергетике, где топливо
сжигается полностью и его стоимость переносится на стоимость электро-
энергии, по существу, без задержки во времени между его приобрете-
нием и использованием, кроме задержки, обусловленной необходи-
мостью использования части топлива для создания резерва, с тем чтобы
обеспечить бесперебойную работу станции. В ядерной энергетике топ-
ливо, загруженное в реактор, находится там в течение нескольких лет,
и его стоимость переносится на стоимость электроэнергии лишь по
мере его выгорания. Значительная часть топлива, образующая крити-
ческую массу, выгружается из реактора невыгоревшей, и его стоимость
оказывается не перенесенной на стоимость электроэнергии за топливную
кампанию. Выгруженное из реактора топливо в течение нескольких лет
находится на АЭС в бассейне выдержки. Наконец, длительное время
(до нескольких лет) занимает процесс регенерации и изготовления
топлива на соответствующих предприятиях топливного цикла. Таким
образом, значительная часть топлива в течение длительного времени
не участвует в производстве электроэнергии, что ведет к заморажи-
ванию на длительный срок значительных материальных средств.
Отмеченным выше обусловлена специфика учета в экономике
ядерной энергетики затрат на ядерное топливо, отражающая двойствен-
ный характер его использования. Часть стоимости ядерного топлива
относят к единовременным затратам, производимым до пуска АЭС
в действие, другую часть — к эксплуатационным текущим затратам,
связанным с производством электроэнергии. К единовременным при-
нято относить затраты первой топливной загрузки или затраты на топ-
ливо, остающееся после выработки реактором полного ресурса.
4.2. Изменение изотопного состава топлива
в процессе эксплуатации реактора
Процесс выгорания топлива. В процессе эксплуатации реактора
непрерывно изменяется изотопный состав, ядерного топлива. Это изме-
нение происходит как во время работы реактора, так и после его оста-
нова. При работе реактора происходит интенсивная реакция деления
23S т т
и и других делящихся нуклидов, а также поглощение нейтронов
ядрами 238U и других изотопов. В процессе деления образуются радио-
активные осколки, претерпевающие далее цепь ядерных превращений,
"осле останова реактора изотопный состав топлива изменяется главным
°бразом в результате продолжающегося радиоактивного распада нако-
пившихся продуктов деления.
99
Под выгоранием ядерного топлива понимают процесс умень-
шения концентрации первоначально загруженного в активную зону
делящегося нуклида. Параллельно с выгоранием топлива в активной
зоне идут процессы воспроизводства вторичного ядерного горючего,
шлакования и отравления реактора. Шлакованием называют
процесс накопления в топливе стабильных и долгоживущих нуклидов,
участвующих в непроизводительном захвате нейтронов, а отравле-
нием — процесс накопления в топливе короткоживущих нуклидов,
также участвующих в непроизводительном захвате нейтронов.
Скорость изменения концентрации N; произвольного /-го нуклида
можно выразить соотношением
Скорость образо-
вания /-го
нуклида
Скорость выгора-
ния /-го
нуклида
Скорость
радиоак-
тивного
распада
/-го ну-
клида (43)
Скорость образования /-го нуклида в основном определяется тремя
факторами: образованием его ядер непосредственно при делении 235U;
радиационным захватом нейтронов ядрами изотопа того же элемента,
что и i-й нуклид, но с атомной массой, на единицу меньшей, чем
у (/ — 1)-го нуклида; радиоактивным |3-распадом изотопа предше-
ствующего по периодической таблице элемента с той же атомной массой,
что 1-й нуклид (Д-распадом /'-го нуклида-предшественника). Сумма
этих трех составляющих равна
JjO^NsO +Nf_ ,ac>/-_ ! ф + X'iV.i,
где 7|- — удельный выход ядер *-го нуклида на один акт деления; oJs —
микроскопическое сечение деления 235U тепловыми нейтронами; Ns —
концентрация ядер 23SU; Ф — плотность потока нейтронов; N( _ j —
концентрация ядер (/ — 1)-го нуклида; aCi/- _ l — микроскопическое
сечение радиационного захвата нейтронов ядрами (/ — 1)-го нуклида;
N., и X' — концентрация ядер /'-го нуклида и постоянная его распада.
С учетом этого соотношения формулу (4.3) можно переписать
в виде
dNf
~dt~
= 7,-cr{ N5Q>+Ni _ l0cj/ _ lO + \'N., -of ЩФ
(4.4)
-NfOciO-XiNj,
где о*. и oCf — соответственно микроскопические сечения деления
и радиационного захвата нейтронов ядрами /-го нуклида; Хг- — постоян-
ная распада /-го нуклида.
100
Применительно к процессу выгорания 235U, когда в первом при-
ближении не учитывается резонансный захват нейтронов, уравнение
(4.4) можно переписать в виде
dN5fdt = -oasNsO. (4.5)
Здесь и в дальнейшем подстрочный индекс 5 (или другая цифра)
соответствует последней цифре атомной массы рассматриваемого
нуклида (5 - 235U; 8 - 238U; 9 - 239Pu и т. д.) ; аа 5 = о{ + ос5 - мик-
роскопическое сечение поглощения нейтронов.
Значения микроскопических сечений поглощения и количества
образуемых в процессе деления вторичных нейтронов для основных
делящихся и воспроизводящих материалов приведены в табл. 4.1. В этой
таблице и далее в тексте о* — микроскопическое сечение деления тепло-
выми нейтронами; ас — микроскопическое сечение радиационного
захвата; оа = а* + ос - микроскопическое сечение поглощения;^ —
микроскопическое сечение рассеяния (упругого и неупругого); о> =
~ °а + °s — полное микроскопическое сечение; а = ocfo*; Vf — среднее
число нейтронов деления на один акт деления; v^ = VfO*joa — среднее
число вторичных нейтронов на один поглощенный нейтрон для деля-
щихся и воспроизводящих материалов.
Уравнение (4.5) получается из уравнения (4.4), но в нем отсут-
ствуют первые три члена правой части, поскольку 23SU не образуется
в ядерном топливе, а последний член отсутствует, так как скорость
радиоактивного распада 23s U пренебрежимо мала (период полураспада
T1j2 = Ю8 лет). Ядра изотопа 236U, образуемые согласно (3.9) при
радиоактивном захвате нейтронов ядрами 23s U без их деления, явля-
ются долгоживущими и неделящимися. Сечение радиационного захвата
нейтронов этими ядрами мало. Поэтому дальнейшие превращения 236U
не представляют практического интереса.
Проинтегрировав уравнение (4.5) в предположении, что в начальный
момент времени t = 0 концентрация ядер 23э U равна Nso, а плотность
нейтронного потока Ф0, причем последняя не меняется в процессе ра-
боты реактора, получим
Xs-Nsoe-2, (4.6)
где z =<&0oast — эффективное время.
Таким образом, при работе реактора с постоянной плотностью
потока нейтронов концентрация ядер топлива уменьшается по экспо-
ненциальному закону. Темп снижения концентрации тем больше, чем
выше плотность нейтронного потока. В одном акте деления ядра 235U
ььщеляется энергия Ef «- 200 МэВ = 0,32 • 10 ~10 Дж, а при выгорании
1 г 23s U выделяется энергия Е да 0,94 МВт • сут, т. е. для получения
101
1 МВт • сут требуется выгорание примерно 1,1 г топлива [14]. Мощность
реактора равна произведению энергии £у, выделяемой при одном акте
деления, и числа актов деления, в свою очередь равного VN5oa 5цФ
[53], т. е.
Pp=EfNsVoa5»0, (4.7)
где V — объем загруженного в активную зону топлива; д — коэффи-
циент размножения на быстрых нейтронах.
Таблица 4.1
Нейтронно-физические характеристики делящихся и воспроизводящих материалов
Е, эВ
0,0253
2- 106
Мате-
риал
233и
235 v
239Pu
238 v
232Th
233u
235 и
239 Pu
238 и
232 Th
/•КГ24
529,2
582,6
748,0
4- 10~6
15-10 6
1,8
1,32
2
0,55
0,1
, «-24
ac- 10
45.5
98,3
2693
2,68
7,37
0,036
0,05
0,01
0,05
0,07
aa • 10 24
574.7
680.9
1017,3
2,68
7.37
1,836
1,37
2.01
0,6
0.17
-24
as-10
12,8
14,3
7,6
9,38
12,97
5,364
6,0
4,24
6,6
6,93
-24
!Jt • 10
587,5
695,2
1024.9
12,06
20,27
7,2
7.37
6,25
7,2
7.1
a
0.0861
0,169
0.360
—
—
0,02
0,038
0,005
0.091
0,7
vf
2,493
2.425
2.877
—
—
2,67
2,7
3,12
2,68
2,17
уэф
2,296
2,075
2,115
—
—
2,6
2,6
3,1
2.46
1,28
Из формулы (4.7) следует, что мощность реактора пропорциональна
произведению <&N5. При Ф = const она так же, как и концентрация ядер
U, будет уменьшаться по экспоненциальному закону. Следовательно,
эффект выгорания топлива вносит отрицательную реактивность, учиты-
ваемую составляющей рвь1Г в формуле (3.18). В процессе эксплуатации
обычно стремятся поддерживать мощность реактора неизменной. Как
следует из формулы (4.7), для этого необходимо выполнение условия
ONs = Ф0ЛГ50 = const. (4.8)
Таким образом, по мере выгорания топлива для сохранения мощ-
ности реактора постоянной необходимо соответственно увеличивать
плотность потока нейтронов. Это достигается выдвижением из активной
зоны компенсирующих стержней СУЗ, уменьшением концентрации
борной кислоты (в реакторах ВВЭР) или иными способами, умень-
шающими поглощение и утечку нейтронов и вводящими положительную
реактивность, компенсирующую отрицательное значение рВыг- Запас
реактивности при этом уменьшается. При неизменной мощности реак-
тора за каждую единицу времени делится одно и то же число ядер топ-
102
длва, вследствие чего их концентрация Ns уменьшается по линейному
закону.
В общем случае плотность потока нейтронов Ф может меняться
во времени по произвольному закону. При этом эффективное время z,
являющееся показателем степени в уравнении (4.6),
'к
о
где г к ~ число часов работы реактора, за которое концентрация ядер
235 U уменьшается от Ns0 до N5.
Следует иметь в виду, что сделанные выше выводы, касающиеся
взаимосвязи мощности реактора и концентрации Ns> справедливы лишь
в тех случаях, когда можно пренебречь выгоранием вторичного ядерного
топлива. Если этот вклад оказывается существенным, то уравнение
(4.5) следует решать совместно с уравнениями, учитывающими обра-
зование и деление ядер плутония [13].
Поскольку нейтронное поле, как было показано в § 3.3, неравно-
мерно по объему активной зоны реактора, скорость выгорания ядер-
ного топлива неодинакова. В центральной части активной зоны топливо
выгорает наиболее интенсивно, на периферии темп выгорания значи-
тельно меньше. Вследствие этого изотопный состав топлива в разных
местах активной зоны меняется по разным законам, что в свою очередь
изменяет нейтронное поле реактора. Дополнительное влияние на это
поле оказывает перемещение органов компенсации реактивности, неоди-
наковое в разных участках активной зоны.
Вследствие различной скорости выгорания топливо в твэлах, распо-
ложенных на периферии активной зоны, используется менее эффек-
тивно, чем топливо в ее центральной части, в связи с чем понижается
общая эффективность энергоблока. Поэтому весьма важной становится
задача повышения интегральной эффективности использования топлива
на АЭС Пути решения этой задачи будут рассмотрены в § 4.3.
Шлакование реактора. Вследствие большого разнообразия полу-
чаемых осколков деления и накопления дочерних нуклидов как про-
дуктов радиоактивного распада первичных нуклидов под оболочкой
каждого твэла в процессе эксплуатации реактора накапливается большое
число самых разнообразных нуклидов. Среди них большую долю состав-
ляют долгоживущие или стабильные изотопы.
Процесс накопления шлаков, как и любых других нуклидов, описы-
вается уравнением (4.4). Интегрирование этого уравнения при началь-
ном условии Nuini(t)t =0=0 дает следующую закономерность изме-
нения концентрации:
'vumf==_ ri -ехр(-ашл/Фг)].
°1ШП
103
Из этого соотношения, полученного в предположении пренебрежимо
малого выгорания вторичного ядерного топлива, следует, что шлаки
непрерывно накапливаются с течением времени. Количество нуклидов,
относящихся к шлакам, велико. Обычно их объединяют в группы,
отличающиеся сечениями поглощения нейтронов [53]. К первой группе
относят шлаки, сечения радиационного захвата которых значительно
больше сечения поглощения 23SU. К числу таких шлаков относятся,
155
1S7,
в частности, А""Еи и Gd. Ко второй группе относят шлаки с сечениями
радиационного захвата, соизмеримыми с сечением поглощения 23SU
(в числе таких шлаков 143Nd, 152 Sm, 153Eu), а к третьей — шлаки с сече-
ниями радиационного захвата, намного меньшими сечения поглощения
235 U (например, 8SKr, l44Nd, 146Nd). В некоторых случаях для сугубо
приближенных оценок все шлаки объединяют в одну группу. При этом
суммарная концентрация шлаков определяется количеством выгорев-
шего топлива. При работе реакторов в течение времени г с мощностью
Рр масса образовавшихся шлаков равна [13]
(4.9)
Мшл = 1,28Рр/,
гдеМщл — в граммах; Рр
в мегаваттах; г — в сутках.
Число частиц шлаков в 1 см;
Nr
может быть оценено соотношением
(4.10)
шп =N0Muml(AV),
где N0 = 6,02 • 1023 — число Авогадро; А — атомная масса ядерного
топлива; V — объем топлива в реакторе. При использовании двуокиси
урана А = 270. Средневзвешенное сечение поглощения шлаков для
оценочных расчетов можно принимать равным ашл =50 -j- 60 барн.
Шлаки в некоторой мере, определяемой сечением поглощения,
захватывают нейтроны и вносят тем самым отрицательную состав-
ляющую реактивности, учитываемую слагаемым ршл в уравнении
(3.18), причем
Ршл ^шл^нз»
(4.11)
где qmn — количественный показатель шлакования, равный дшл =
= ^шп°шпК^5аа 5 + N8afl8); 0т — коэффициент использования
тепловых нейтронов в незашлакованном топливе; индексы 5 и 8 отно-
сятся соответственно к 235 U и 238 U.
В практике эксплуатации принято учитывать отрицательную реактив-
ность ршл как составную часть уменьшения запаса реактивности от
выгорания топлива рвыг. Эта величина определяется экспериментально.
Воспроизводство вторичного ядерного топлива. Сырьем для воспро-
изводства вторичного топлива служит 238U, содержание которого в топ-
ливе обычно применяемого обогащения превышает 95% общей массы
топлива. Пренебрегая в первом приближении накоплением 241 Ри, коэф-
104
фициент воспроизводства вторичного ядерного топлива можем опре-
делить соотношением
dN9 dNs
™-JF :ИГ> (4Л2)
где индекс 9 относится к 239Ри. Нередко эту величину называют плу-
тониевым коэффициентом.
Параллельно с процессом образования 239 Ри идет процесс частичного
его выгорания. Выгорание 235U определяется уравнением (4.5). Измене-
ние концентрации ядер 238U и концентрации ядер 239Ри с учетом как
образования новых ядер, так и частичного выгорания определяется
уравнениями (4.4), которые применительно к рассматриваемым про-
цессам можно записать в виде:
^ = -ас8//8Ф- (1 -<p)(vsoasN5 +v9oa9N9)»<S>e-B2T; (4.13)
dt
—- =ос8ЛГ8Ф+ (\-4>){vs°asNs + v9 oa 9N9) цФе B - о/ Л^Ф -
Лс^Ф. (4Л4>
где v5 и v9 — число вторичных нейтронов на один акт деления соответ-
ствующих нуклидов; В2 — параметр, характеризующий утечку нейтро-
нов, см "а [43] ; г — возраст нейтронов. Сомножитель е~ Т в этих
уравнениях характеризует утечку быстрых нейтронов из активной
зоны. Слагаемым v9oa9N9 в этих формулах учитывается воспро-
изводство вторичного топлива за счет нейтронов, образующихся при
выгорании 239Ри, а последними двумя слагаемыми в формуле (4.14) —
снижение концентрации плутония в результате частичного его деления
и радиационного захвата нейтронов.
Подставив в уравнение (4.12) значения dN9jdt и dN5jdt, опреде-
ляемые соотношениями (4.14) и (4.5), получим
^ ас8^8 ,л ч -в2т aa9N9 Г1 ,. ч -В2Т 1 .
КВ= + Mvs(l -у)е * т [1- (1 -ip)v9y.e ° т 1
(4.15)
В начальной части кампании концентрация плутония мала (N9 ** 0).
При этом
КВ= *!£+„*, (!-„)*-*Ч (4Л6)
Из соотношения (4.16) следует, что в начале кампании коэффициент
Воспроизводства снижается с увеличением отношения Ns/N6, т. е. с по-
вышением начального обогащения топлива г (рис. 4.6). Способствует
105
повышению KB увеличение резонансного захвата нейтронов ядрами
238 U, характеризуемое вторым слагаемым в правой части формулы
(4.16), что может быть достигнуто, например, уменьшением шага ре-
шетки.
Коэффициент воспроизводства изменяет свое значение в процессе
топливной кампании. Предельное значение второго слагаемого
в правой части уравнения (4.16) не превышает 0,5. Поэтому последний
член в правой части формулы (4.15) всегда положителен. Следова-
тельно, коэффициент воспроизводства максимален в начале кампании,
0,76
0,74
0,70
0,66
0,62
2,0 2,5 3,0 3,5 %
Рис.4.6. Зависимость коэффициента воспроизводства вторичного топлива в начале
топливной кампании от исходного обогащения г для решетки реактора типа
ВВЭР
когда это вычитаемое пренебрежимо мало. Дальнейшее его изменение
определяется двумя действующими в противоположные стороны фак-
торами. По мере возрастания концентрации 239Ри возрастает последняя
составляющая, отражающая выгорание плутония, в правой части урав-
нения (4.15), что уменьшает КВ. Вместе с тем в процессе эксплуатации
реактора по мере выгорания первичного топлива уменьшается относи-
тельная его концентрация Ns(Ng, что увеличивает первое слагаемое
в правой части формулы (4.15). В зависимости от конкретного соче-
тания величин, входящих в формулу и зависящих от геометрических
факторов, изотопного состава топлива, режимов эксплуатации, преоб-
ладающей в различные моменты топливной кампании может оказаться
та или другая составляющая, что может дать неодинаковый результи-
рующий эффект. Как следует из рис. 4.7 [13], в начале кампании KB
уменьшается, причем темп снижения оказывается тем большим, чем
меньше исходное обогащение топлива. Причина этого — не только соб-
ственно в накоплении 239 Ри, которое у реакторов на тепловых нейтро-
нах меньше убыли 23S U, но и в том, что 2Э9 Ри имеет большее сечение
KB
\|
Г
106
235
поглощения нейтронов, чем *"~U. Следствием отмеченного является
увеличение суммарного эффективного сечения поглощения нейтронов,
что оказывает тот же эффект, какой был бы при увеличении обогащения
239
по делящемуся нуклиду. В дальнейшем, по мере накопления Ри,
относительное влияние этого фактора ослабевает и превалирующий
эффект оказывает уменьшение N5fN8, вследствие чего KB возрастает.
Определенную роль в увеличении темпа образования 239 Ри играет повы-
шение в ходе кампании плотности нейтронного потока Ф, необходимое
а)
0,6
0,6
0*
KB
z
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
5)
1,0
0,8
0,6
KB
z
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
Рис.4.7. Зависимость коэффициента воспроизводства от эффективного времени г:
а - для решетки реактора ВВЭР с исходным обогащением топлива г = 3%;
б - для тяжеловодного реактора, работающего на природном уране (г = 0.7%)
235
для компенсации выгорания *"JU при поддержании постоянной мощ-
ности реактора. Однако отмеченная закономерность изменения KB
не носит всеобщего характера: для других реакторов выявлено моно-
тонное уменьшение KB на протяжении топливной кампании [53].
Заметим, что все предыдущие выводы получены в предположении,
что реактор работает с неизменной мощностью Рр. При этом энерго-
выработка Wp = Ppt пропорциональна времени работы реактора. Сле-
довательно, безразмерное эффективное время z можно, в свою очередь,
считать пропорциональным энерговыработке. Это позволяет в первом
приближении распространить полученные результаты на реальные усло-
вия эксплуатации реактора при произвольном изменении мощности.
В реакторах на тепловых нейтронах, где источником воспроизвод-
ства является 238U, коэффициент воспроизводства ядерного топлива
107
меньше единицы. В ториевом цикле воспроизводство вторичного топ-
лива определяется следующей цепочкой ядерных реакций:
232Th + /2-* 233Th —^ 233Ра -^-* 233U.
22 мин 27,4 сут
В результате этих реакций накапливается делящийся нуклид 233U,
являющийся вторичным ядерным топливом. При этом коэффициент
воспроизводства теоретически может быть несколько больше единицы
(до 1,2 [43]) даже в случае работы реактора на тепловых нейтронах.
Однако использование ториевого цикла относится к отдаленной перс-
пективе. В связи с этим дальнейшее рассмотрение мы ограничим реак-
торами, работающими на урановом или плутониевом топливе.
Использование 239Ри в качестве первичного топлива для реакторов
на тепловых нейтронах дает меньшие значения KB, чем использование
235 U [13].
Воспроизводство вторичного топлива значительно увеличивает
ресурсы ядерного топлива. Пусть исходная масса делящегося нуклида
равна Мисх. В случае его полного использования при среднем значении
коэффициента воспроизводства KB образуется масса нового топлива
Мжх КВ. В свою очередь при полном делении этой массы образуется
масса вторичного топлива Мисх KB2 и т. д. Изменение ресурсов ядер-
ного топлива за счет воспроизводства вторичного топлива можно пред-
ставить степенным рядом
М/Миск = 1 + KB + KB2 + ..., (4.17)
где М — полная масса топлива с учетом воспроизводства.
При KB < 1 этот ряд, представляющий собой геометрическую
прогрессию, сходится, а сумма его членов равна
Л*/Л*исх = 1/(1-КВ). (4.18)
Формула (4.18) позволяет произвести оценку изменения ресурсов
ядерного топлива за счет воспроизводства. При KB = 0,5 воспроиз-
водство вторичного топлива увеличивает ресурсы топлива вдвое, при
KB = 0,75 — в четыре раза, при KB = 0,9 — в десять раз. Из этого выте-
кает актуальность задачи повышения KB для реакторов на тепловых
нейтронах. Достигнутые значения KB для реакторов ВВЭР составляют
0,5-0,6, для реакторов РБМК - 0,8 [13, 14].
В реакторах на быстрых нейтронах могут быть достигнуты значения
KB, большие единицы, т. е. накопление вторичного топлива идет быстрее,
чем выгорание первоначально загруженного. Такие реакторы называют
реакторами-размножителями. В том случае, когда сжи-
гается один целящийся нуклид, а воспроизводится другой, говорят,
что реактор работает в режиме конвертера (переработчика).
Наиболее распространен режим конвертера 5 -»■ 9 (сжигается 235П,
108
воспроизводится Ри). Предельным для уранового цикла воспроиз-
водства считают значение KB = 2,5 [32]. Для применяемых в настоящее
время реакторов БН с натриевым охлаждением активной зоны дости-
гаются значения KB = 1,2 -г 1,4 [61]. Для получения более высоких
значений KB в реакторах на быстрых нейтронах целесообразно исполь-
зование в качестве делящегося материала плутониевого топлива.
В реакторах на быстрых нейтронах воспроизводящий материал —
природный или обедненный уран — размещают частично в активной
зоне (внутренней зоне воспроизводства 3 на рис. 4.8), а в основном —
в специальной внешней зоне воспроизводства 4, представляющей собой
боковые и торцевые экраны из воспроизводящего материала.
При KB > 1 степенной ряд в правой части формулы (4.17) расхо-
дится. При этом все запасы 238U в принципе могут быть переработаны
в делящийся нуклид, что значительно увеличивает ресурсы ядерного
топлива, позволяя вовлечь в топливный цикл более бедные урановые
руды. Само собой разумеется, расширенное воспроизводство может быть
осуществлено только в замкнутом топливном цикле. Наращивание
ресурсов ядерного топлива в процессе расширенного воспроизводства
может быть представлено экспоненциальной зависимостью
M(t) = МисхехрсоГ, (4.19)
где to — темп накопления ядерного топлива. Он зависит от длительности
всего топливного цикла, определяемой временем работы топлива в реак-
торе и его выдержкой, длительностью изготовления новых ТВС и вре-
менем хранения топлива на каждом предприятии. Сокращение длитель-
ности топливного цикла увеличивает темп накопления ядерного топлива.
Сопоставление формул (4.19) и (4.17) позволяет сделать вывод, что
темп накопления во многом зависит от достигнутого значения KB,
являющегося таким образом важной эксплуатационной характеристикой
реакторов.
Для более быстрой наработки вторичного топлива целесообразно
вести эксплуатацию реактора при возможно более высоком уровне
мощности. Следовательно, реакторы-размножители следует эксплуати-
ровать в базовом режиме.
Существенной составляющей общей длительности топливного цикла
является продолжительность пребывания топлива в бассейне выдержки
после извлечения из реактора. При выборе этой продолжительности
учитывают, что, увеличивая продолжительность пребывания топлива
на АЭС, такая выдержка упрощает операции по последующей пере-
работке облученного топлива и тем сокращает длительность перера-
ботки.
Важной характеристикой топливного цикла является время
Удвоения, за которое ресурсы топлива возрастают вдвое. Как следует
из уравнения (4.19), для достижения М/Мисх = 2 требуется время t2 =
== 1п2/со = 0,693/со. По имеющимся оценкам, в современных условиях
109
(j)1 (2)2 @J @* ^5 @6 ф7 фб
Рис.4.8. Сечение реактора БН-600
1 - частично выгоревшие ТВС активной зоны; 2 - свежие ТВС активной зоны;
3 - внутренняя зона воспроизводства; 4 - хранилище отработавших ТВС;
5 - внешняя зона воспроизводства; 6 - регулирующий стержень; 7 - компенси-
рующий стержень; 8 - стержень аварийной защиты
реально достижимое время удвоения составляет 14-20 лет [13, 53J.
Отечественными и зарубежными организациями ведутся работы по
совершенствованию реакторов-размножителей с целью повышения
KB до 1,8—2. При этом возможно сокращение времени удвоения до
7-8лет.
ПО
4.3. Топливная кампания
Многократная перегрузка топлива в течение топливной кампании.
Самоподдерживающаяся цепная реакция протекает на стационарном
уровне, если в реакторе находится строго определенное количество
топлива, равное критической массе. Из-за выгорания масса топлива
будет становиться меньше критической, что выведет реактор в под-
критический режим и приведет к затуханию цепной реакции. Для восста-
новления критической массы необходимо восполнять убыль топлива
путем подпитки свежим топливом, одновременно удаляя обра-
зующиеся продукты деления.
Осуществить непрерывную подпитку в применяемых конструкциях
реакторов чрезвычайно сложно. Поэтому на практике применяют иной
способ: загружают в реактор массу топлива, большую критической,
а создаваемый избытком топлива запас реактивности компенсируют
введением в активную зону поглотителей нейтронов (компенсирующих
органов СУЗ). Из-за выгорания топлива избыток его массы над крити-
ческой непрерывно сокращается. В момент, когда этот избыток.станет
равным нулю, должна быть проведена перегрузка топлива.
Теоретически при перегрузке необходимо удалить из реактора
продукты деления выгоревшего топлива, оставив в активной зоне его
невыгоревшую часть. Близкий к непрерывному режим перегрузки
топлива может быть реализован в высокотемпературных газовых реак-
торах с шаровыми твэлами, в которых осуществлены вывод твэлов,
достигших конечной глубины выгорания, и регулярное добавление све-
жих. В находящихся в эксплуатации энергетических реакторах с цилинд-
рическими стержневыми твэлами выгорание топлива происходит в каж-
дом твэле, в результате чего под оболочкой каждого твэла находятся
и выгоревшее топливо, и продукты деления. Поскольку по существу
нейтронно-физических процессов невозможно полное выгорание топ-
лива, при перегрузке из активной зоны выгружается вместе с продук-
тами деления и невыгоревшее топливо. Степень использования выгру-
жаемого топлива, как было показано выше, определяется глубиной
выгорания топлива.
Перегрузка топлива может быть полной или частичной. При полной
перегрузке в активной зоне заменяется все топливо. Как показано
в § 3.3, нейтронное поле в активной зоне реактора неравномерно. Вслед-
ствие этого неравномерно происходит и выгорание топлива. Более
интенсивно оно происходит в центре активной зоны, менее интенсивно —
на ее периферии. Если проводить полную перегрузку, то наряду с твэ-
лами, в которых достигнуто глубокое выгорание топлива, будут выгру-
жены и твэлы с относительно небольшой степенью выгорания. Поэтому
полная перегрузка, при которой топливо используется недостаточно
эффективно, применяется крайне редко, и на практике обычно осуще-
ствляют режим частичных перегрузок топлива.
111
При частичной перегрузке из реактора выгружается и заменяется
свежим лишь наиболее выгоревшая часть топлива. Остальное топливо
остается для последующей работы, но при этом, как правило, пере-
мещается в другую часть активной зоны. Заметим, что, как следует из
теории ядерных реакторов [43], наибольшая глубина выгорания топ-
лива достигается в случае его перемещения при перегрузках топлива
от центра к периферии. Однако при этом возрастает неравномерность
поля энерговыделения. Для его выравнивания на практике, как правило,
применяют обратное направление перемещения — от периферии
к центру. При этом ТВС со свежим топливом при частичной перегрузке
размещают в периферийной части активной зоны. ТВС со слабо выго-
ревшим топливом последовательно перемещают к центральной зоне.
В режиме частичных перегрузок за одну топливную кампанию произ-
водят несколько перегрузок топлива. Чем большее число перегрузок
проводится за топливную кампанию, тем с меньшими избытками топ-
лива и соответственно с меньшими запасами реактивности, предназна-
ченными для компенсации избытка топлива, может работать реактор.
Из экономических и эксплуатационных соображений желательно
достичь как можно большей глубины выгорания топлива. Реально глу-
бину выгорания ограничивает большое число факторов. Одна группа
факторов обусловлена необходимостью иметь даже в конце рабочей
кампании критическую массу топлива и определенный избыток над
нею, создающий запас реактивности, необходимый для компенсации
шлакования, отравления и, в случае необходимости, температурного
эффекта реактивности. Кроме того, следует иметь в виду, что имеются
ограничения по выбору избытка массы топлива над критической в мо-
мент перегрузки, определяемые тем, что реально имеющиеся в реакторе
органы СУЗ не в состоянии компенсировать чрезмерно большого запаса
реактивности. Другая группа ограничивающих факторов обусловлена
стойкостью оболочек твэлов. Последняя связана как с накоплением
продуктов деления, так и с общей продолжительностью работы твэлов
в реакторе и режимами работы последнего. Накопление газообразных
продуктов деления, особенно при большой глубине выгорания, приво-
дит к сильному увеличению внутреннего давления на оболочку твэла.
Этот эффект усиливается возможным распуханием топлива при накопле-
нии в нем продуктов деления. В сочетании с воздействием термоцикли-
ческих нагрузок, а также радиационных и коррозионных повреждений
это может стать причиной разгерметизации твэлов.
Отмеченные факторы ограничивают общую продолжительность
топливной кампании. Для современных реакторов обычно применяют
трехлетнюю топливную кампанию. Для реакторов РБМК перегрузка
топлива производится на работающем реакторе без его останова. В реак-
торах ВВЭР перегрузка может производиться только после останова
реактора. Это ограничивает частоту перегрузок. Обычно для реакторов
ВВЭР частичную перегрузку топлива производят один раз в год, совме-
112
щая ее с периодом минимума электрических нагрузок в энергосистеме,
с планово-предупредительными и капитальными ремонтами оборудо-
вания энергоблока. В реакторах БН перегрузка топлива также произ-
водится при остановленном реакторе. Топливная кампания этого класса
реакторов составляет примерно 1,5 года, в течение которых проводятся
три частичные перегрузки.
Для реакторов тина ВВЭР глубина выгорания достигает 3—5%
(30000—40000 МВт • сут/т), для канальных уран-графитовых реак-
торов — 2% (18000—20000 МВт • сут/т), для реакторов, работающих
на природном уране, — 0,7—0,8%, а для высокотемпературных реак-
торов и реакторов на быстрых нейтронах, использующих высокообога-
щенное топливо, - 20% (60 000-100000 МВт • сут/т) [13, 55].
У реакторов с периодической частичной перегрузкой топлива раз-
личают начальный (переходный) топливный режим после первой
загрузки топлива и режим стационарных перегрузок топлива после
трех (или более) лет эксплуатации. При первой загрузке после ввода
в эксплуатацию реактор загружается свежим топливом и во всей его
активной зоне отсутствуют продукты деления. Из-за этого изотопный
состав в начале этой топливной кампании, а следовательно, и процесс
выгорания топлива отличаются от аналогичных факторов для после-
дующих топливных кампаний. При первой частичной перегрузке (про-
изводимой, например, через год эксплуатации реактора, как это принято
для реакторов ВВЭР) из центральной части активной зоны выгружается
топливо, отработавшее лишь один год и не достигшее проектной глу-
бины выгорания. При второй перегрузке из реактора выгружается
топливо, проработавшее два года и также не достигшее расчетной глу-
бины выгорания. Лишь через три года сменяется все топливо, и начина-
ется стационарный топливный режим.
Говоря о топливной кампании применительно к стационарному
топливному режиму, следует иметь в виду, что календарные отрезки,
определяющие ее начало и конец, не совпадают для различных ТВС,
находящихся в активной зоне, в зависимости от того, какой год экс-
плуатируется та или иная ТВС. Поэтому в смысле календарных сроков
неправомерно говорить о топливной кампании применительно к реак-
тору в целом. Для реакторов типа ВВЭР иногда под рабочей кам-
панией реактора подразумевают промежуток времени между двумя
последовательными перегрузками топлива.
Профилирование топливной загрузки. Как было отмечено выше,
нейтронное поле и энерговыделение неравномерны как по радиусу
активной зоны, так и по ее высоте. При этом тепловыделяющие
элементы, расположенные в разных точках активной зоны, работают
с неодинаковыми тепловыми потоками и температурами как сердеч-
ника, так и оболочки. Поскольку нельзя допустить превышения пре-
дельных уровней энерговыделения даже для самого нагруженного
твэла, приходится идти на большую или меньшую недогрузку всех
113
/
остальных твэлов, что понижает эффективность использования топлива
и уменьшает достигаемую глубину выгорания. Вследствие этого важной
оказывается задача выравнивания энерговыделения по активной; зоне.
Один из путей этого - профилирование топливной загрузки, которое
сводится к помещению топлива неодинакового обогащения в разные
точки активной зоны. Обычно проводится профилирование по радиусу
активной зоны. При этом используют как свежее топливо разного обога-
щения, так и топливо, ранее отработавшее определенный срок в реак-
торе и переставляемое в другое его место.
Профилирование топливной загрузки производится расчетным
путем на ЭВМ персоналом АЭС Расчет топливной загрузки для конкрет-
ного энергоблока в большой мере предопределяет экономические пока-
затели работы АЭС и уровень ядерной безопасности при последующей
эксплуатации энергоблока. Главная задача расчета топливной загрузки —
получение схемы перестановки ТВС при перегрузке реактора и нейтрон-
но-физических характеристик предстоящей рабочей кампании.
Расчеты производят на базе комплекса расчетных программ, разра-
ботанных применительно к реакторам ВВЭР в Институте атомной энер-
гии имени И. В. Курчатова и в дальнейшем модернизированных в НИИ
АЭС для вычислительной техники, используемой на АЭС [18]. Характе-
ристики основных программ приведены в табл. 4.2.
Таблица 4.2
Характеристики основных программ расчета активной зоны реакторов ВВЭР
Наименова-
ние программ
БИПР
ЮР и
УНИРАСОС
Общая характеристика
программ
Одногрупповая диффу-
зионная программа для
трехмерного расчета ак-
тивной зоны ВВЭР
Программы для расчета
нейтронно-физических
характеристик уран-вод-
ных топливных решеток
и их изменения при вы-
горании топлива
Выполняемые расчеты
Расчет запасов и коэффициентов реактив-
ности активной зоны, интегральных и диф-
ференциальных эффективностей органов
регулирования, критических значений кон-
центрации бора в теплоносителе и крити-
ческих положений органов регулирования,
расчет трехмерного распределения полей
энерговыделения в активной зоне, расчет
выгорания топлива в каждой ТВС (сред-
него значения и абсолютных значений в раз-
личных точках по высоте), расчет переход-
ных процессов изменения концентрации
135 v 149 с „
Хс и Sm
ЮР - программа расчета одномерных
решеток. УНИРАСОС - программа универ-
сального расчета состояний. Результаты
расчета по этим программам служат вход-
ными данными для программ БИПР. РАГУ
иКР
114
Продолжение табл. 4.2
Наименова-
ние программу
Общая характеристика
программ
РАГУ (рас- Одномерная четырех-
чет граничных групповая диффузион-
условий) пая программа для рас-
чета характеристик по-
тока на границе раздела
=ред
КР (коэффи-
циенты реак-
тивности)
Шестигран-
ник
PSHEAT
Одногрупповая програм-
ма, использующая тео-
рию возмущений для
расчетов коэффициентов
реактивности
Двухгрупповая диффу-
зионная программа для
расчета распределения
плотности потока нейт-
ронов и энерговыделе-
ния по твэлам внутри
Шестигранных ТВС
Программа расчета оста-
точного тепловыделе-
ния и определения ра-
диационных характе-
ристик отработавших
ТВС
Выполняемые расчеты
Расчет характеристик на границах актив-
ная зона — отражатель и активная зона —
поверхность поглотителя аварийно-регули-
рующих сборок. Результаты расчета исполь-
зуются в программах БИПР и КРв качестве
входных констант
Расчет коэффициентов реактивности, вре-
мени жизни мгновенных нейтронов, эффек-
тивной доли и постоянной времени запазды-
вающих нейтронов. Работает только сов-
местно с программой БИПР
Расчет коэффициента неравномерности энер-
говыдсления внутри ТВС. обусловленной
наличием водяного отражателя (для пери-
ферийных твэлов), водяного зазора между
ТВС, центральной полой трубки с водой,
влиянием соседних ТВС, имеющих другие
обогащение и выгорание. Одна из важней-
ших программ для обоснования безопас-
ности топливных загрузок
Результаты расчета используются для комп-
лектования транспортных упаковочных
комплектов при отправке с АЭС отрабо-
тавшего топлива
Единственным задаваемым параметром при расчетах является
длительность кампании; она определяется планируемой нагрузкой
энергоблока на предстоящий период. Остальные параметры при выборе
схемы очередной топливной загрузки обеспечивают безопасную экс-
плуатацию ТВС в течение всей рабочей кампании. В числе этих пара-
метров — обеспечение надежной подкритичности активной зоны реактора
в холодном неотравленном состоянии, достаточная эффективность
органов аварийной защиты как в холодном, так и в горячем состоянии,
эффективность управляющей группы СУЗ, отрицательные знаки коэффи-
циентов реактивности по мощности, температуре воды и топлива, непре-
115
вышение допустимого уровня мощности в максимально напряженных
ТВС и твэлах. Эти и другие параметры определяются расчетами и срав-
ниваются с заранее установленными предельными значениями. На осно-
вании результатов такого сравнения делают вывод о допустимости или
недопустимости рассчитываемой схемы перегрузки.
Для проведения расчетов, составления схем перестановок ТВС
и картограмм перегрузок все ячейки активной зоны нумеруются. Каж-
дой ячейке соответствует своя ТВС, а их расположение с помощью
программных кодов ЭВМ подбирают таким, чтобы активная зона в це-
лом обладала свойствами симметрии. Использование этого свойства
в ряде случаев позволяет сократить объем расчетов, выполняя их для
определенной части активной зоны. Конечная цель расчетов топливной
загрузки — определение расстановки ТВС при первой топливной за-
грузке или схемы перестановки выгоревших и загрузки свежих ТВС
при перегрузках топлива в процессе эксплуатации реактора. Пример
таких схем для реактора ВВЭР-1000 приведен на рис. 4.9 и 4.10. Из
картограммы на рис. 4.9 следует, что в различные ячейки активной зоны
помещается топливо с разным обогащением — от 2 до 4,4%. При этом
на периферии размещается топливо самого высокого обогащения,
в центре — топливо меньшего обогащения. В состав каждой ТВС топлива
обогащением 4,4% включены по 12 стержней выгорающего поглотителя.
Для топлива каждой степени обогащения обеспечивается симметрия
размещения его в активной зоне.
Рис. 4.10 иллюстрирует схему внутриреакторных перестановок
топлива при его перегрузке. Схема построена для сектора, состав-
ляющего шестую часть активной зоны. Точно такие же перестановки
производятся и в других секторах, чтобы обеспечить в последующей
рабочей кампании симметрию начального размещения топлива.
На основании полученной схемы перестановок разрабатывают рабо-
чий график перегрузки, который является основополагающим доку-
ментом при проведении операций по перемещению ТВС в процессе пере-
грузки ядерного реактора. Координаты ячеек активной зоны этим
документом ставятся в соответствие с ячейками бассейна выдержки,
а в дальнейшем — с координатами перегрузочной машины для тех же
ячеек. Таким образом кодируется каждая конкретная операция по
перемещению ТВС в пределах активной зоны и бассейна выдержки.
Улучшение использования ядерного топлива в реакторах ВВЭР
можно достичь за счет компоновки активных зон с так называемой
уменьшенной утечкой нейтронов. В этом случае традиционная схема
перегрузки, при которой на периферии активной зоны размещается
только свежее топливо, заменяется схемой, при которой на периферии
размещают определенную долю выгоревших ТВС [27], а свежее топливо
загружают в центральные области активной зоны. Такая схема топлив-
ной загрузки позволяет уменьшить утечку нейтронов за пределы актив-
ной зоны, так как она определяется в основном плотностью потока
116
тепловых нейтронов в периферийных ТВС. Практика показывает, что
в отдельных случаях такие схемы загрузки позволяют увеличить 'дли-
тельность топливной кампании на 5-7% по сравнению с проектными
W
16 18 20 22 2^ 26 28 30 32 ЗЬ 36 38 40
£) Z% (=)-?% ^ **у/о + 12С8П [[ ]) Щ%+12СЗЛ с профилированием
BR^t'^nnKapTOrpaMMa ПбрВОЙ топливной загрузки активной зоны реактора
bjf-1000 тепловыделяющими сборками с различным обогащением топлива
для трехлетнего цикла выгорания
СВП - стержни с выгорающим поглотителем
хемами размещения на периферии только свежего топлива. Разме-
щение на периферии выгоревших ТВС благоприятно сказывается также
надежности корпуса реактора. На рис. 4.11 приведена в качестве
Римера компоновка активной зоны ВВЭР-440 с установкой на пери-
Ч^рии выгоревших ТВС.
117
po
>-^
^ _,
11
Co
*
*•
»>
. —»
1
2
3
*
5
6
7
8
■ 9
12
13
18
21
22
25
26
27
■ 28
,r
I
Л
I
J
I
11
5
2
.
l_ _.
I
l
J
9
n
23
3
• 6
k»
>»
бассейн выдержки
Рис.4. Ю- Схема перестановки ТВС при перегрузке реактора ВВЭР-1000 ( пере-
становки и нумерация ячеек приведены для шестой части активной зоны)
Особенности профилирования топливной загрузки реактора РБМК-
Активная зона реакторов этого типа (рис. 4.12) включает в себя замед-
литель — графитовую кладку 1 с технологическими каналами 7, в кото-
рых устанавливаются ТВС, и каналами, в которых устанавливаются
стержни — поглотители нейтронов (стержни управления), боковые
и торцевые отражатели. В 1662 ячейках квадратной решетки активной
118
IHBI^^HHHHBM^BH^^^^^Hi
Ц^ЩМММ
■
зоны размещены технологические каналы, в которых установлены ТВС
По каналам проходит снизу вверх теплоноситель.
Каналы системы контроля и управления располагаются так же,
как и технологические, в центральных отверстиях графитовых колонн
кладки. Квадратная решетка стержней СУЗ с шагом 700 мм повернута
Рис.4.11. Схема активной зоны реактора ВВЭР-440 с установкой на периферии
отработавших ТВС
1 - - рабочая ТВС; 2 - отработавшая ТВС; 3 - ТВС - сборка стержней СУЗ
на 45° относительно решетки технологических каналов. Стержни СУЗ
Функционально разделены на группы, обеспечивающие радиальное
регулирование поля энерговыделения (стержни РР), автоматическое
регулирование среднего уровня мощности (АР), аварийную защиту
Реактора (A3). Укороченные стержни-поглотители (УСП) осуществляют
высотное регулирования поля энерговыделения. Стержни первых трех
групп выводятся из активной зоны вверх, укороченные стержни-погло-
тители четвертой группы — вниз.
119
Профилирование топливной загрузки, как и для реакторов ВВЭР,
производится на базе разработанного ИАЭ имени И. В. Курчатова комп-
лекса программ [15]. Конечная цель расчетов - определение схемы
загрузки топлива по технологическим каналам. Вариант загрузки выби-
рают на основе нейтронно-физических, экономических и динамических
Рис.4.12. Структура активной зоны реактора РБМК
1 - графитовая кладка; 2 - торцовой отражатель; 3 — боковой отражатель;
4 - канал охлаждения отражателя; 5 - стержень автоматического регулирования;
6 - укороченный стержень-поглотитель; 7 - технологический канал; 8 - ТВС;
9 - стержень ручного регулирования и аврийной защиты
исследований активной зоны и установки в целом. Начальный период
работы реактора характеризуется значительным локальным перекосом
мощности каналов по радиусу и высоте активной зоны, заметно превы-
шающим перекос при стационарном режиме работы реактора. Поэтому,
чтобы тепловые нагрузки самых напряженных ТВС не превышали зна-
чений, принятых для стационарного режима, реактор в течение некото-
рого времени должен работать с пониженной мощностью.
Для того чтобы обеспечить в этот период времени допустимую
неравномерность энерговыделения по высоте активной зоны, при форми-
ровании начальной топливной загрузки в реакторах РБМК тепловы-
деляющие сборки размещают не во всех технологических каналах.
120
0 освободившиеся ячейки вводят при этом дополнительные погло-
тители (ДП). Выбор длины ДП и распределения его поглощающих
свойств производится с двумя целями: компенсации совместно со
стержнями СУЗ реактивности во всех состояниях реактора и выравни-
вания поля энерговыделения по высоте активной зоны до необходимых
пределов.
а) 6)
О
ДП
о
ДП
дп
о
о
ДП
Рис.4.13. Ячейка периодичности с различным расположением дополнительных
поглотигелей: а — штатным; б — шахматным
Кружком отмечены каналы СУЗ
При расчетах перегрузки рабочих каналов предполагается, что
активная зона представляет собой периодическую решетку технологи-
ческих каналов с различным выгоранием топлива, основным повто-
ряющимся элементом которой является ячейка периодичности, вклю-
чающая в себя 14 технологических каналов и 2 канала управления
(рис. 4.13). Все ячейки периодичности перегружаются по одинаковой
программе с определенной последовательностью замены ТВС Эта после-
довательность перегрузки каналов сохраняется на протяжении всего
срока службы реактора. Для сохранения симметрии загрузки и ее пе-
риодичности в каждой области реактора перегружаются каналы, одина-
ково расположенные в ячейках периодичности.
Особенности профилирования активной зоны реакторов БН. Как
Уже отмечалось, в реакторах этого типа разделяются активная зона
и зона воспроизводства (см. рис. 4.8). Каждая из них в радиальном
направлении разделена на две концентрические области. В этих реак-
торах так же, как и в реакторах на тепловых нейтронах, реализуется
принцип перестановки (движения) топлива от периферии к центру,
что позволяет выровнять поле энерговыделения по радиусу. Свежее
топливо (отмечено цифрой 2) размещают в периферийной области
активной зоны, а в центральную часть при перегрузках переставляют
частично выгоревшее топливо (цифра 1). Во внутренней области зоны
в°спроизводства, примыкающей к активной зоне, облучение ТВС пото-
121
ком нейтронов более интенсивно, чем в ее периферийной части. Поэтому
для выравнивания накопления вторичного ядерного топлива осуще-
ствляется движение воспроизводящего материала от центра к пери-
ферии: свежий материал загружают во внутреннюю область зоны воспро-
изводства, а при частичных перегрузках его переставляют во внешнюю
область.
4.4. Технология перегрузки топлива
Реакторы ВВЭР. Перегрузка топлива, производимая для этого
класса реакторов раз в год, — один из ответственнейших этапов экс-
плуатации АЭС, во многом определяющих ядерную безопасность,
поскольку при этом изменяется геометрия активной зоны. Перегрузка
проводится при полностью остановленном реакторе и обычно совмеща-
ется с ремонтом оборудования. Важная особенность перегрузки ядер-
ного топлива связана с остаточным тепловыделением в активной зоне,
что требует организации сложных технологических систем охлаждения
из-за необходимости сохранения в работе тепломеханического, электро-
механического оборудования, насосов, средств и приборов контроля.
Основные документы, определяющие технологию перегрузки с оста-
новкой энергоблока, — инструкция по перегрузке ЯГШУ; программа
и график ремонтов; программа и рабочий график перегрузки ТВС.
Программа перегрузки ядерного топлива готовится персоналом АЭС
и определяет важнейшие укрупненные рабочие этапы перестановки
основных групп ТВС, а также порядок и перечень транспортно-техно-
логического оборудования, используемого при перемещении ТВС.
Перегрузка с полной выгрузкой ТВС из реактора проводится раз
в четыре года с целью инспекционной проверки корпуса реактора.
При этом извлекаются все ТВС, а также внутрикорпусные устройства
реактора. ТВС располагают в бассейне выдержки, а внутрикорпусные
устройства — в специальных помещениях центрального зала. При частич-
ной перегрузке проводятся замена трети ядерного топлива и внутренние
перестановки выгоревших ТВС в зависимости от схемы перегрузки
(см. рис. 4.10). Выгрузка внутрикорпусных устройств реактора при
этом не производится. Постоянное присутствие в реакторе частично выго-
ревших ТВС предопределяет необходимость непрерывной работы
системы расхолаживания реактора. Это обстоятельство, а также меро-
приятия по организации процесса расхолаживания бассейна выдержки
отражаются в программе требованиями к технологическим операциям-
Рабочим графиком перегрузки ядерного топлива подробно опре-
деляется для каждой ТВС маршрут ее движения: номер и тип ТВС,
координаты ячейки активной зоны или бассейна выдержки, откуД3
извлекается ТВС, а также ячейки, куда она устанавливается. Полной
выгрузке топлива из реактора ВВЭР-440 соответствует 600—800 опе-
раций, частичной — 300—400 операций.
При полной выгрузке топлива на первых этапах для соблюдения
симметрии активной зоны и типов ТВС сначала выгружают только ТВС
одного типа из симметричных ячеек, затем выгружают ТВС другого
типа, но также из симметричных ячеек. При этом в соответствии с пра-
вилами ядерной безопасности должно быть исключено образование
локальных критических масс в объеме активной зоны. С этой целью
первоначально выгружают наименее выгоревшие ТВС (с наибольшим
запасом реактивности), а в последнюю очередь — поглощающие мате-
риалы.
После инспекционной проверки корпуса производят обратную
загрузку топлива в реактор из бассейна выдержки группами ТВС, как
свежих, так и ранее отработавших, располагая их по симметричным
ячейкам активной зоны в соответствии с картограммой новой топлив-
ной загрузки и рабочим графиком перегрузки ТВС Обратный процесс
загрузки выполняют также с соблюдением всех правил ядерной безо-
пасности.
При частичной перегрузке топлива значительную часть работы
(до 30—40% общей трудоемкости всех операций) занимают внутренние
перестановки части выгоревших ТВС, оставляемых в реакторе для
дальнейшей работы.
Для перегрузки ТВС используют перегрузочные машины 2
(рис. 4.14). Такая машина состоит из моста, перемещающегося над
разобранным реактором и бассейном выдержки. На мосту установлена
передвижная тележка с рабочей штангой и приспособлениями для теле-
визионного контроля. Мост и тележка перемещаются во взаимно перпен-
дикулярных направлениях. Этим обеспечена возможность автомати-
ческого или дистанционного вывода перегрузочной машины в точку
с заданными координатами в активной зоне или бассейне выдержки.
После останова энергоблока, расхолаживания реактора, ввода
борной кислоты в теплоноситель первого контура для создания необ-
ходимой подкритичности активной зоны снимают верхний блок (крыш-
ку) реактора, размещая его в одном из цилиндрических колодцев или,
как временный вариант, на полу центрального зала. Затем извлекают
блок защитных труб, расположенный внутри реактора над активной
зоной, разместив его в другом цилиндрическом колодце вблизи реак-
тора. Все операции по разборке проводятся при реакторе, заполненном
теплоносителем до уровня главного разъема. В бассейне выдержки
Уровень воды поднимается до отметки б (рис. 4.14), что более чем
на высоту перегружаемых ТВС превышает нормальный уровень, характе-
ризуемый отметкой а. До этой же отметки заливается борированной
водой и реакторный зал. После извлечения блока защитных труб откры-
вается для визуального осмотра сквозь слой воды 3—4 м верхний срез
г°л°вок ТВС. Борным концентратом заполняются также бассейн пере-
123
грузки реактора, бассейн выдержки и помещения с гнездом установки
чехлов со свежими ТВС. Концентрация борной кислоты в реакторе,
бассейнах перегрузки и выдержки топлива и в колодце под установку
Ч^^^\ЧчЧ^\ЧЧчЧ
Рис.4.14. Схема транспортно-технологического оборудования для перегрузки
топлива на АЭС с реактором ВВЭР
1 — реактор; 2 — перегрузочная машина; 3 — мостовой кран; 4 — транспортный
коридор; 5 — чехлы для отработавших ТВС; а — нормативный уровень воДЫ
в бассейне выдержки; б — уровень воды во время перегрузки топлива
124
чехлов с ТВС поддерживается для реакторов ВВЭР-440 на уровне
12 г/кг, а для ВВЭР-1000 — 16 г/кг. После установления одинакового
уровня воды в бассейне перегрузки реактора, бассейне выдержки топ-
лива и колодце под установку чехлов со свежими ТВС извлекают гидро-
затворы и приступают к перегрузке. Все операции с ТВС проводят под
слоем воды толщиной 2-3 м, что обеспечивает биологическую защиту
и надежность охлаждения. Сквозь слой воды возможно визуальное
наблюдение за перегрузкой. Обычно перегрузку топлива стремятся
совмещать с ревизией и ремонтом основного и вспомогательного обору-
дования энергоблока. Во время перегрузки контролируют также и в слу-
чае необходимости заменяют органы управления и защиты. Продолжи-
тельность остановов энергоблока АЭС, связанных только с перегрузкой
топлива, составляет 15-25 сут [9], что меньше времени остановов
на ремонт. В последнее время появляется тенденция к сокращению
продолжительности перегрузки топлива за счет новых конструктивных
решений. Так, американской фирмой "Вестингауз" разработана система
скоростной перегрузки своих реакторов с водой под давлением, позво-
ляющая сократить продолжительность перегрузки до одной недели.
Наиболее существенными элементами этой схемы являются передвиж-
ной кабельный мост, позволяющий снимать верхний блок, не разъеди-
няя кабельных соединений приводов органов управления и измеритель-
ных систем, и специальная конструкция шпилек ("штыковые соедине-
ния"), дающая возможность быстро разъединить соединения.
Реакторы РБМК. Перегрузка топлива в реакторах канального типа
производится при работающем реакторе разгрузочно-загрузочной ма-
шиной (РЗМ), схема которой приведена на рис. 4.15. Основные части
РЗМ - кран, контейнер и два сменных скафандра (один находится
на РЗМ, другой - в ремонтной зоне). Кран, перемещающий РЗМ по
центральному залу, состоит из моста 18 и перемещающейся по нему
тележки 19. Взаимно перпендикулярные перемещения моста и тележки
обеспечивают выведение РЗМ строго в точку с координатами оси пере-
гружаемого технологического канала. Мост и тележка имеют по две
скорости перемещения: 9,75 и 1,2 м/мин. Малая скорость предназна-
чена для точного выведения РЗМ в заданную точку. Принцип действия
РЗМ на работающем реакторе состоит в следующем. РЗМ после запол-
нения скафандра конденсатом с температурой 303 К стыкуется со спе-
циальным тренажерным стендом, в гнездах которого до того установ-
лены ТВС, предназначенные для загрузки. После уплотнения стыковоч-
ного узла ТВС специальным захватом с приводом 4 втягивается в мага-
зин 1 скафандра и устанавливается в нем. Затем закрываются защитные
Щибера, РЗМ расстыковывается с гнездом тренажерного стенда и направ-
ляется к реактору. Выведя в заданную точку, ее стыкуют с технологи-
ским каналом, подлежащим перегрузке. Уплотнив патрубок РЗМ
^ головкой канала высоким давлением, открывают защитные шибера,
ключают подпиточный насос и повышают давление в скафандре до та-
125
Рис.4.15- Разгрузочно-загрузочная машина реактора РБМК
1 - магазин; 2 - технологическое оборудование; 3 - верхняя часть скафандра;
4 - привод перемещения и управления захватом; 5 - цепи; 6 - ферма; 7 - меха-
низм передепления; 8 - привод поворота магазина; 9 - средняя часть скафандра;
10 - запорное устройство; 11 - контактная система наведения РЗМ; 12 - оптико-
телевизионная система наведения РЗМ на ось канала; 13 - подвижная биологи-
ческая защита; 14 - нижняя часть скафандра; 15 - ключ запорного устройства
канала; 16 - механизм перемещения стыковочного патрубка; 17 - контейнер,
18 - мост; 19 - тележка
126
кого же давления, как в канале. Захват опускается вниз и сцепляется
с головкой, находящейся в канале ТВС. После этого производят раз-
герметизацию канала, включают механизм подъема. Отработавшая ТВС
поднимается в зону расхолаживания, где выдерживается в течение
10 мин, после чего она втягивается в скафандр и устанавливается в мага-
зине. Все время, пока в канале не установлена и не загерметизирована
новая ТВС, в него подают холодный конденсат с температурой 303 К.
После извлечения из канала отработавшей ТВС специальным калибром
проверяется его проходимость, в канал из магазина устанавливают
новую ТВС и герметизируют канал. Давление в скафандре снижают
до атмосферного, разуплотняют и расстыковывают РЗМ с технологи-
ческим каналом. РЗМ с отработавшей ТВС направляется к бассейну
выдержки, а в том случае, когда намечена дальнейшая эксплуатация
извлеченной ТВС в другой точке активной зоны, — к новому технологи-
ческому каналу. Опыт эксплуатации энергоблоков с реакторами
РБМК-1000 свидетельствует, что в установившемся режиме работы
(после трех лет эксплуатации) необходима ежесуточная замена 3—5 вы-
горевших ТВС свежими.
Реакторы БН. Активная зона реакторов этого класса (см. рис. 4.8)
загружается высокообогащенным топливом с тесной решеткой. Из-за
отсутствия замедлителя реакторы являются компактными и высоко-
напряженными (с удельной энергонапряженностью на единицу объема,
в 3—5 раз большей, чем в реакторах ВВЭР). Из-за повышенного оста-
точного тепловыделения в твэлах, обусловленного высокой энерго-
напряженностью и глубоким выгоранием топлива, для безопасности
транспортировки ТВС в долговременное хранилище после извлечения
из реактора потребовалось бы интенсивное охлаждение их за пределами
реактора. Поэтому на практике применяют иное решение: в непосред-
ственной близости от реактора размещают промежуточное хранилище
ТВС, расположенное так же, как и активная зона и зона воспроизвод-
ства, под слоем натрия. В реакторе БН-600 промежуточное хранилище 4,
по сути, является продолжением зоны воспроизводства (рис. 4.8), что
значительно упрощает конструкцию. Выгруженное из реактора топливо
располагают в этом промежуточном хранилище. Поскольку жидкий
натрий, используемый в качестве теплоносителя, чрезвычайно бурно
(вплоть до взрыва) реагирует с водой или воздухом, перегрузка на ра-
ботающем реакторе небезопасна и ее производят на выключенном реак-
торе. Все перестановки ТВС (загрузка свежих, выгрузка отработавших
ГВС, перестановки частично выгоревших ТВС внутри реактора и др.)
Как в активной зоне, так и в зоне воспроизводства производят под
слоем натрия. Корпус реактора до некоторого уровня заполнен нат-
рием, над которым располагается инертный газ (аргон). Он компенси-
рует температурные расширения теплоносителя. Кроме того, он изоли-
РУет верхнюю часть корпуса реактора от горячего теплоносителя, выхо-
127
дяшего из активной зоны, а также предотвращает контакт натрия с воз-
духом при случайной разгерметизации корпуса. Высоту уровня тепло-
носителя над головками ТВС выбирают такой, чтобы при перегрузке
ТВС их транспортировка проходила под слоем натрия, что обеспечивает
их надежное охлаждение.
Реакторы БН не имеют съемной герметизирующей крышки. Пере-
грузку ТВС производят без вскрытия корпуса с помощью герметичных
дистанционно управляемых механизмов под защитой инертного газа
по закрытому тракту от реактора до внешнего хранилища. Корпус реак-
тора сверху имеет две многослойные плиты (поворотные защитные
пробки) системы радиационной защиты. Обе плиты герметизируются
затвором из металлического сплава Pb—Bi, который на работающем
реакторе находится в твердом состоянии, а при перегрузке его расплав-
ляют. Защитные пробки вместе с тем используются в системе пере-
грузки топлива. Большая пробка перекрывает горловину реактора.
Эксцентрично в ней располагается малая пробка, в которую вмонти-
рован внутриреакторный механизм перегрузки (ВМП), представляющий
собой телескопическую штангу с захватным устройством и несколькими
электромеханическими приводами. Пробки, установленные на шаровых
опорах, приводятся во вращение по командам автоматизированной
системы управления электромеханическими приводами через редуктор.
С помощью защитных пробок ВМП наводится на ТВС, подлежащие
перегрузке, а также транспортирует ТВС внутри реактора.
После остановки реактора механизмы, обеспечивающие перегрузку,
работают в режиме автоматического управления. Захватное устройство
ВМП сцепляется с головкой перегружаемой ТВС и втягивает ее внутрь
направляющей трубы ВМП, предохраняющей сборку при перегрузке
от раскачивания и случайных механических повреждений. Совместным
вращением обеих пробок ВМП с тепловыделяющей сборкой перено-
сится в заданное место. После выдержки в промежуточном хранилище
в течение нескольких недель, за которые значительно уменьшается оста-
точное тепловыделение, уже при работающем реакторе отработавшее
топливо из промежуточного хранилища переставляют в долговременное
хранилище. Отработавшие ТВС выгружаются из реактора через специаль-
ный перегрузочный патрубок в верхней части корпуса реактора. Этот же
патрубок используется для загрузки свежих ТВС Выгружаемая ТВС
из направляющей трубы ВМП устанавливается в подвижную каретку
элеватора — наклонного механизма подъемника с цепным приводом
каретки. Двигаясь по наклонной направляющей, каретка доставляет
ТВС вверх под перегрузочный патрубок, в котором размещен механизм
передачи сборок. Он втягивает ТВС в герметичный передаточный бокс,
установленный над перегрузочным патрубком, и переносит ее во внеш-
нее хранилище отработавших сборок. Загрузка свежих ТВС произво-
дится в обратной последовательности. Выгрузив отработавшую ТВС,
128
механизм переноса сборок втягивает свежую ТВС и транспортирует
ее к перегрузочному патрубку. Там она устанавливается в каретку
элеватора, который переносит ТВС в нижнее положение. С помощью
ВМП сборка устанавливается в соответствующее гнездо активной зоны
или зоны воспроизводства. Полный цикл перегрузки одного гнезда
активной зоны занимает около 50 мин.
4.5. Контроль герметичности оболочек твэлов
В процессе эксплуатации ядерного топлива возможно нарушение
герметичности оболочек отдельных твэлов. Причинами повреждений
оболочек твэлов [42] могут быть местный перегрев; растрескивание,
обусловленное напряжениями или усталостью, а также влиянием терми-
ческих циклов сердечника и оболочки твэла при быстрых и значитель-
ных изменениях мощности ТВС и реактора в целом; распухание или
чрезмерное удлинение твэлов, связанное с накоплением газообразных
продуктов деления или структурными изменениями топливных табле-
ток; развитие микродефектов оболочек твэлов, не выявленных в про-
цессе изготовления ТВС на заводе. Основные два типа нарушений герме-
тичности оболочек твэлов — микротрещины, через которые могут про-
никать только газообразные продукты деления, и дефекты, при которых
возможен непосредственный контакт топлива с водой, в результате чего
в теплоноситель могут проникать не только газообразные, но и аэро-
зольные и иные продукты деления.
Своевременное определение уровня разгерметизации твэлов произ-
водится системами контроля герметичности оболочек (КГО). Един-
ственный надежный способ определения степени герметичности твэлов
в настоящее время — анализ активности продуктов деления в тепло-
носителе.
КГО проводится как на остановленном, так и на работающем реак-
торе. В обоих случаях применяют методы как с отбором проб с после-
дующим их радиометрическим анализом, так и без отбора проб прямым
измерением активности теплоносителя, проходящего по байпасной
линии. Основа радиохимического контроля — определение в пробах
теплоносителя первого контура удельной активности (концентрации)
некоторых основных (реперных) элементов, к которым относятся
в первую очередь нуклиды 131J, l34Cs, ,37Cs и некоторых других эле-
ментов, удобных для оперативного радиохимического анализа, а при
беспробоотборных методах — измерение потока запаздывающих нейтро-
нов от нуклидов 87Kr, 88Kr, 93Br, 137J, 138J, ,39J, регистрация суммы
концентраций изотопов 132J и 134J, а также превышения излучения
продуктов деления над средним 7-фоном на главном циркуляционном
трубопроводе, измерение у -излучения реперных продуктов деления
на байпасных линиях первого контура.
5 В. А. Иванов 129
^^■■^^^■i^^^^^^BH^D^Bi^^^ngi^BB ■ННВННКНИННШ1
Сложность определения степени разгерметизации твэлов обуслов-
лена тем, что в теплоносителе всегда присутствуют коррозионная и наве-
денная активности. Коррозионная активность связана с процессами
коррозии металла и переносом в теплоноситель этих радиоактивных
продуктов коррозии, в числе которых нуклиды 59Fe, 60Ni, 60Co, 58Cr,
5 Мп и др. В отдельных случаях суммарные удельные активности корро-
зионных изотопов и продуктов деления соизмеримы, что затрудняет
измерение реперных изотопов продуктов деления. Наведенная актив-
ность в теплоносителе первого контура реакторов ВВЭР обусловлена
нуклидами химических элементов, используемых для ведения водно-
химического режима (калий, натрий и др.). Обычно их суммарная
удельная активность на несколько порядков ниже суммарной удельной
активности продуктов деления и коррозии, но в отдельных случаях
при нарушениях ведения водно-химического режима возможно резкое
увеличение концентрации нуклидов калия и натрия, что резко повышает
удельную наведенную активность.
На остановленном реакторе КГО проводят с помощью специальной
системы, включающей в себя от двух до четырех герметичных пеналов,
расположенных в бассейне выдержки и вмещающих по одной ТВС
Загрузка ТВС в пеналы и выгрузка из них производится под слоем воды
перегрузочной машиной. Каждый пенал соединен импульсными труб-
ками с измерительным стендом, расположенным в одном из помеще-
ний вблизи центрального зала. В пеналах организована циркуляция части
теплоносителя по замкнутому контуру. При этом предусмотрено неко-
торое изменение давления в замкнутой системе с целью воздействия
на неплотности в оболочке твэла, что позволяет более уверенно судить
о герметичности твэлов. В качестве критериев отбраковки дефектных
ТВС, подлежащих преждевременной выгрузке из реактора, приняты
[18] следующие значения удельной активности проб, взятых из пенала:
по 131J - более 10~4 Ки/л и по I34Cs - более Ю-5 Ки/л. Если КГО
проводится менее чем через 15 сут после останова реактора, исполь-
зуется критерий по 131 J. Если же с момента останова реактора прошло
более 15 сут, то пользуются критерием по 134Cs.
На работающем реакторе наряду с пробоотборными методами КГО
перспективны бесиробоотборные методы с применением полупроводни-
ковых детекторов, измеряющих активность на специальных байпасных
линиях первого контура. При этом обеспечивается непрерывный конт-
роль суммарной осколочной активности на фоне коррозионной и наве-
денной активностей и открывается возможность автоматизации про-
цессов контроля герметичности оболочек на АЭС
130
Глава пятая
РЕЖИМЫ ПУСКА И ОСТАНОВА ЭНЕРГОБЛОКОВ
5.1. Физический и энергетический пуск реактора
Общие положения. Пуск ядерного энергоблока можно разделить
на пуск ядерной паропроизводящей установки и пуск паротурбинной
установки. Пуск реактора, являющийся составной частью пуска ЯППУ,
представляет собой один из ответственных технологических процессов
с нестационарным режимом. При пуске основное внимание эксплуата-
ционного персонала должно быть сосредоточено на выполнении требо-
ваний ядерной безопасности и условий разогрева контуров циркуляции.
В этот период необходимо контролировать следующие параметры:
нейтронный поток в активной зоне и скорость его нарастания; темпе-
ратуру теплоносителя; изменение его активности по осколкам деле-
ния; положение регулирующих органов. Выход реактора в надкрити-
ческое состояние фиксируют по появлению устойчивого роста мощ-
ности. Период удвоения мощности на этом этапе должен быть не ме-
нее 60—70 с. В процессе разогрева контура циркуляции контролируют
мощность реактора и скорость повышения температуры теплоносителя,
которые не должны превышать проектных значений, а также состояние
реактора, парогенераторов, вспомогательного оборудования.
Пуски реакторной установки могут производиться из разнообраз-
ных исходных состояний: первый пуск реактора после его ввода в экс-
плуатацию, пуски после частичных или полных перегрузок топлива,
пуски после остановов реактора без перегрузки топлива. Состояние
активной зоны и нейтронно-физические процессы в ней перед пуском
в этих ситуациях существенно различаются. Это, безусловно, наклады-
вает свой отпечаток на пусковые режимы. Наибольшие трудности обыч-
но связаны с первым пуском реактора после его ввода в эксплуатацию,
когда активная зона полностью загружается свежим необлученным
топливом. Процесс пуска включает в себя составными этапами физи-
ческий и энергетический пуск реактора.
Физический пуск реактора. Физическим пуском реак-
тора называют процесс достижения критического состояния при
загрузке ядерного топлива, во время которого выполняется комплекс
физических измерений, позволяющих судить о характеристиках реактора
в предстоящей рабочей кампании. Программа физического пуска вклю-
чает в себя загрузку реактора топливом сначала до критического
состояния, потом до полного рабочего комплекта ТВС, вывод реактора
На минимальный контролируемый уровень мощности (МКУ) и экспе-
риментальное определение основных нейтронно-физических и тепло-
технических характеристик, знание которых необходимо для безопас-
131
ного пуска и последующей эксплуатации ядерного реактора. Расчеты
не позволяют пока получить точность нейтронно-физических харак-
теристик, необходимую для безопасного первого пуска, и точно пред-
сказать их изменение в процессе эксплуатации. Это обусловлено тем,
что в процессе изготовления твэлов, поглотителей и других элементов
активной зоны имеется определенный технологический разброс разме-
ров, химического и нуклидного составов, вследствие чего действитель-
ные характеристики активной зоны в большей или меньшей мере отли-
чаются от проектных, используемых при расчетах.
Определение этих характеристик при загрузке топлива и их периоди-
ческое уточнение в течение кампании производят высококвалифици-
рованные инженеры-физики при участии инженеров управления (опера-
торов) ядерными реакторами по разработанным методикам строго
в соответствии с утвержденными инструкциями.
Первый этап физического пуска, называемый холодным фи-
зическим пуском, производится при уровне мощности, на кото-
ром разогревом теплоносителя за счет энергии деления ядер топлива
можно пренебречь. Прежде всего необходимо определить критическую
загрузку топлива. В процессе физического пуска реактор находится
в подкритическом состоянии. Нейтронный поток в активной зоне при
этом возрастает за счет спонтанного самопроизвольного деления содер-
жащихся в топливе нуклидов (прежде всего 238U и 235U), а в прежде
работавшем реакторе — за счет накопившихся осколков деления и про-
дуктов их распада; фотонейтронной реакции при наличии в активной
зоне Be или D20 — тяжелой воде, содержащейся в теплоносителе; за счет
нейтронов космического излучения, а в некоторых случаях — за счет
специально вводимых в активную зону искусственных источников
нейтронов. Суммарную мощность всех этих источников нейтронов,
характеризуемую числом излучаемых нейтронов в единицу времени,
обозначим S. В рассматриваемом случае уравнение (3.32) можно
переписать в виде [13]
— = -2—, /2+2 \fq + S. (5.1)
Величина S, которая в нормальных эксплуатационных режимах
вносит пренебрежимо малый вклад в общее изменение плотности нейтро-
нов, в пусковых режимах становится определяющей, чем и обусловлена
необходимость ее учета. Из уравнений (5.1) и (3,33) с использованием
начальных условий dn/dt = 0 и dCj fdt = 0 найдем плотность нейтронов
п0 в начальный момент времени (при t = 0) :
и0 =£//(!-*эф). (5.2)
132
Величиной 1 - Кэф определяется глубина подкритичности
реактора. Считая пренебрежимо малым влияние в рассматриваемых
режимах запаздывающих нейтронов, уравнение (5.1) перепишем в виде
dn_ <5*эф1
dt " /
+ 5,
где 16 £эф1 =1 —Лэф.
Решив это уравнение, найдем, что плотность нейтронов в подкри-
тической активной зоне возрастает по экспоненциальному закону,
стремясь при t -+ °° к пределу
я/ио = 1/0-*эф). (5-3)
Эту величину называют подкритическим коэффициен-
том умножения. Приведенное отношение показывает, во сколько
раз установившаяся в подкритической активной зоне плотность нейтро-
нов превышает начальную плотность, созданную источником в момент
внесения его в данную активную зону. Тепловая мощность, обусловлен-
ная спонтанным делением урана, создающим поток нейтронов S (число
нейтронов/с), равна [8]
P=S/(av) * 1,3- 10-l4S,
(5.4)
где v — число нейтронов, приходящееся на одно спонтанное деление
{у - 2,3 для 238 U и V - 2,4 для 23S U); а — число делений, соответ-
ствующее 1 кВт (а = 3,1 • 1013 [8]). Если к^ достаточно близко к еди-
нице, то можно считать 1 — к^ « рпод и переписать уравнение (5.3) :
njn0 ft» 1/Рпод- (5-5)
Здесь и далее рпод — глубина подкритичности реактора.
Под критической загрузкой понимают минимальную
массу делящегося нуклида, которая при принятой геометрии разме-
щения его в активной зоне обеспечивает протекание цепной реакции
деления на стационарном уровне (к^ = 1,р = 0). Критическая загрузка
зависит от формы, размеров и состава компонентов активной зоны,
композиции топлива, типа замедлителя, конструкционных материалов
и др. По мере загрузки топлива уменьшается степень подкритичности
реактора. Для контроля приближения А^ф к единице необходимо изме-
рение подкритического потока. Для его измерения при проведении
физических экспериментов в корпус реактора, заполненный водой-
замедлителем, вводят специальные (нештатные) детекторы нейтронов.
В качестве источников нейтронов при физических экспериментах исполь-
зуют нейтроны космического излучения и спонтанного деления ядер
Урана, а нередко — посторонний источник нейтронов мощностью до
106 нейтронов/с. Перепишем соотношение (5.3) в виде
133
и0/и = 1-*эф = 15 Ясэф1 = /(zTBC), (5.6)
где Zjqq — число загруженных ТВС.
Соотношение (5.6), представленное в виде графической зависи-
мости величины, обратной подкритическому потоку, от числа загружен-
ных ТВС (рис. 5.1), позволяет в процессе загрузки топлива в реактор
безопасно с необходимой точностью определить критическую загрузку
z1 zB z3 zlKp г2кр
'кр
Рис.5-1. Построение кривой обратного счета
раньше, чем реактор станет критическим. Кривая на графике, назы-
ваемая обычно кривой обратного счета, начинается в точке п/п0 = 1
(точка 1 на рис. 5.1) на оси ординат, соответствующей плотности нейтро-
нов при отсутствии ТВС в активной зоне. Далее в активную зону загру-
жают первую партию ТВС с числом сборок z x, не превышающим трети
расчетного критического числа ТВС, определенного заранее, и измеряют
плотность нейтронов пх, которой соответствует точка 2 с ординатой
п0/п1. Прямую, проведенную через точки 1 и 2, продолжают до пере-
сечения с осью абсцисс, найдя таким образом первое приближение z, кр
критического числа ТВС Для обеспечения ядерной безопасности число
ТВС, загружаемых в следующей партии, выбирают равным половине
числа, недостающего до прогнозируемой критической загрузки, т. е.
&z2 = 0>5(zlKp - zj). Тепловыделяющие сборки загружают по одной
с выдержкой времени между загрузками не менее 2 мин. После за-
грузки всей партии Az2, когда в активной зоне находится z2 ТВС,
измеряют новое значение плотности нейтронов п2, которому соответ-
ствует точка 3 на рис. 5.1. Проведя через точки 2 и 3 прямую до пере-
134
сечения с осью абсцисс, получают второе приближение z2Kp крити-
ческого числа ТВС. В каждой последующей партии загружают не более
четверти ТВС, оставшихся до критического числа, исходя из последней
оценки: Az/ = 0,25 (z,-_ 1>Kp - zi_ t). Определяя при каждой загрузке
плотность нейтронов nit уточняют критическое число ТВС. В зависи-
мости от взаимного расположения детектора, топлива и источника
нейтронов (если таковой имеется) кривая обратного счета может иметь
вогнутый (кривая / на рис. 5.1) или выпуклый (кривая //) характер.
Экстраполяция по кривой Я, особенно на начальном участке, суще-
ственно завышает критическое число ТВС по сравнению с фактическим.
В связи с этим возникает опасность добавления чрезмерно большого
числа ТВС, при котором реактор перейдет в надкритическое состояние.
Чтобы не допустить этого, при физическом пуске необходимо обеспе-
чить безопасную форму кривой обратного счета (кривая /).
Загрузка каждой ТВС вводит в активную зону положительную
реактивность бр, увеличивая подкритическую мощность Р. Последняя,
в свою очередь, определяется числом делений ядер топлива в активной
зоне за единицу времени и энергией, высвобождаемой при одном деле-
нии:
P=nvofNTVEf =An, (5.7)
где п — плотность нейтронов; v — скорость нейтронов; о' — микро-
скопическое сечение деления; NT — концентрация ядер топлива; V —
объем активной зоны; Ef — энергия, выделяемая при одном делении;
А = v o'N-УEf. В любой произвольный момент времени А — const.
Поэтому изменить мощность реактора во времени можно только, изме-
нив плотность нейтронов п. Скорость этого изменения равна [8]
dP л dn а П2~П1 л 8кэ$ ^ Vf*\ Р rc:Q\
Из полученного соотношения следует, что скорость изменения
мощности прямо пропорциональна текущему значению мощности, реак-
тивности и обратно пропорциональна среднему времени жизни поколе-
ния нейтронов /. Последнее определяется типом реактора и физическими
константами его компонентов (топлива, замедлителя и др.). Следо-
вательно, единственным параметром, с помощью которого в эксплуата-
ционных условиях можно менять мощность реактора, является реактив-
ность.
Продифференцировав уравнение (5.5) и подставив полученное
выражение dnfdt в уравнение (5.8), найдем скорость увеличения мощ-
ности реактора в подкритическом состоянии
■f = A f" = -A„„«? = -Л, !Ш!!р1, (5.9)
Ат1од рпод
135
где Р0 — мощность в исходном состоянии. При спонтанном делении
нуклидов, находящихся в активной зоне, Р0 определяется формулой
(5.4), а при наличии внешних источников нейтронов (космического
излучения, фотонейтронов или специально вводимых искусственных
источников) — их интенсивностью (мощностью).
Из уравнения (5.9) следует, что при постоянной скорости нарастания
реактивности (снижения подкритичности) мощность реактора увеличи-
вается тем более быстрыми темпами, чем меньше подкритичность реак-
тора, т.е. чем ближе реактор к критическому состоянию (рис. 5.2),
Пусть перед началом загрузки топлива подкритичность активной зоны
равна Pnoni- В соответствии с соотношениями (5.7) и (5.5) при этом
подкритическая мощность РПот = ^о/Рпод1- В процессе загрузки
топлива при физическом пуске реактора введение в активную зону
каждой ТВС вносит положительную реактивность бр, уменьшая под-
критичность реактора, так что новое значение подкритичности равно
Рпод2 = Рпод1 - бр. Скорость изменения подкритичности при этом
равна dpn0R/dt = —dpjdt. Новому значению подкритичности соответ-
ствует мощность Рподг = Л)/Рпод2 = Л)/(Рпод1 - бр). Из полученных
соотношений можно найти
Аюд2 = Рпод1 - бр = -— бр. (5.10)
"под 2 — ^под1
Рассмотрим частный, но практически важный случай, когда за счет
внесенной реактивности бр подкритическая мощность удвоилась
(^под2 = ^ЛюдО- При этом в соответствии с уравнением (5.10) имеем
Рподг = бр. После еще одного ввода такой же положительной реактив-
ности подкритичность реактора рПОдз = Рпод2 - бр станет равной нулю,
т. е. реактор выйдет в критическое состояние. Если же ввод положи-
тельной реактивности бр о увеличивает подкритическую мощность более
чем в два раза, то после следующего такого же ввода реактивности
реактор станет надкритическим с положительной реактивностью
Р = бр(Люд2 — ЗРподО/С-Рподг - i'nofli)-
Когда в процессе загрузки ТВС достигнуты значения коэффициента
умножения «//«о = 25 -г 30, чему соответствует &ф = 0,96 -г 0,97, каж-
дая последующая загружаемая партия состоит из одной ТВС Сборку
вводят в активную зону медленно и осторожно, чтобы не допустить
чрезмерно большого и быстрого увеличения реактивности. По мере
приближения к критическому состоянию достижение установившейся
подкритической плотности происходит все медленнее и требуется боль-
шая выдержка перед проведением измерений для уточнения крити-
ческого числа ТВС Когда до критической загрузки остается догрузить
одну-две ТВС, то предварительно в активную зону опускают одну из
регулирующих сборок, а затем загружают ТВС Если после загрузки
136
реактор остается в подкритическом состоянии, то медленным ступен-
чатым извлечением регулирующей сборки его выводят в критическое
состояние.
После набора критической массы реактор переводят в подкрити-
ческое состояние опусканием регулирующей группы СУЗ и введением
в теплоноситель борной кислоты с необходимой концентрацией для
32
26
Z4-
Z0
16
1Z
8
0
1 0-1-2 -3 -Ч -5 -6 %
Рис.5.2. Зависимость плотности нейтронов от подкритичности реактора при разных
скоростях ввода положительной реактивности
реакторов ВВЭР. Предварительно расчетным путем определяют тре-
буемую концентрацию борной кислоты, при которой после достижения
номинальной тепловой мощности реактора в активной зоне в полу-
погруженном состоянии остается только одна регулирующая группа
СУЗ, а также пусковое положение регулирующей сборки стержней
СУЗ [42]. Дальнейшая загрузка реактора с доведением числа ТВС в ак-
тивной зоне до полного комплекта производится при подкритическом
состоянии реактора, достигаемом с помощью органов управления.
В принципе рассмотренный выше метод используют также для
определения при подкритическом состоянии реактора критического
положения органов регулирования и компенсации, для чего строят
кривую обратного счета в зависимости от положения регулирующей
группы СУЗ и концентрации борной кислоты (для ВВЭР). Критическое
положение регулирующей группы СУЗ при полной загрузке всех ТВС
является пусковым положением для первого эксплуатационного пуска
реактора.
137
п
по
1
1 •
dp I
-dt^°
-%~°Л
±£-05*-
fnod
В процессе холодного физического пуска определяют также эффек-
тивность, интегральную и дифференциальную характеристики органов
регулирования, коэффициенты реактивности различных компонентов
реактора, запас реактивности, подкритичность реактора при полностью
введенных поглотителях нейтронов. Калибровка (определение эффек-
тивности) органов управления представляет собой определение изме-
нения реактивности при перемещении поглотителя на единицу длины
в разных сечениях по высоте активной зоны. Предложены различные
способы калибровки, основанные на тех или иных физических законо-
мерностях. Один из основных способов калибровки — по периоду раз-
гона реактора Г — основан на использовании связи периода Т и реак-
тивности р в формуле "обратных часов" (см. § 3.4). Критический
реактор перемещением калибруемого стержня на Az переводят в над-
критическое состояние и определяют время достижения значений мощ-
ности, отличающихся в два раза. По найденной разности в соответствии
с формулой обратных часов определяют прирост реактивности Ар
и эффективность 1 мм перемещения Ap/Az. Обычно расчеты выполняют
заранее для конкретного реактора с учетом фактических значений /
и р. Результаты расчетов представляют в виде таблиц или графиков.
Разным положениям z поглотителя соответствуют в общем случае
разные значения Ap/Az. Локальное значение Ap/Az определяет диф-
ференциальную эффективность группы СУЗ в данной
точке. Зависимость р = /(z) называют кривой интегральной
эффективности.
Если имеется хотя бы один откалиброванный орган управления,
калибровку последующих можно проводить методом компенсации.
Существо его состоит в следующем. Перемещением Az калибруемой
группы СУЗ с неизвестной характеристикой реактор выводят из кри-
тического состояния, сообщая неизвестное изменение реактивности
Ар. Это отклонение компенсируют перемещением другой группы СУЗ
с известной характеристикой, возвращая реактор в критическое
состояние. По перемещению второй группы определяют скомпенси-
рованное ею отклонение реактивности Ар.
Для измерения температурного и мощностного эффектов реактив-
ности производится разогрев реактора (горячий физический пуск [8]).
При этом уточняется также эффективность органов регулирования
в горячем состоянии. Полученные при физическом пуске характе-
ристики активной зоны периодически уточняются в течение рабочей
кампании.
Энергетический пуск реактора включает в себя вывод реактора
в критическое, а затем в надкритическое состояние и последующий
набор мощности сначала до уровня, достаточного для пуска турбины,
а затем до номинальной мощности или ее заданного значения. В началь-
ный момент энергетического пуска реактор, полностью загруженный
топливом, находится в подкритическом состоянии, причем подкри-
138
тичность создана органами управления. Пуск реактора производят
последовательным подъемом сборок СУЗ. Каждым шагом перемеще-
ния органов СУЗ вносится положительная реактивность 8р, умень-
шающая подкритичность реактора и увеличивающая его подкритическую
мощность. Закономерности этого процесса принципиально не отли-
чаются от рассмотренных выше закономерностей изменения подкри-
тичности реактора при загрузке топлива. Для их описания можно
воспользоваться уравнениями (5.1)— (5.10).
Исходя из чувствительности аппаратуры, используемой для конт-
роля мощности в остановленном реакторе, при пуске и работе на энер-
гетическом уровне интервал мощности обычно разбивают на три диапа-
зона: пусковую мощность (Ю-5—10~3)% /'ном. минимальную авто-
матически регулируемую мощность (Ю-3— 1)% Рном; рабочую мощ-
ность (1—100)% Рком- Наибольшие трудности вызывает контроль мощ-
ности в первом из этих диапазонов. Если применить высокочувстви-
тельные пусковые счетчики, обычно применяемые при экспериментах
во время физического пуска, то на энергетических уровнях мощности
их необходимо удалять из активной зоны, чтобы избежать выхода из
строя под действием мощных излучений. Поскольку это усложняет
эксплуатацию и снижает надежность аппаратуры, на практике обычно
отказываются от штатных средств измерения столь малых нейтронных
потоков. Если не используются никакие меры для увеличения плот-
ности подкритического потока, пуск связан с прохождением не контро-
лируемого приборами диапазона мощностей. Вся сложность пуска при
этом заключается в том, что необходимо выбрать такую скорость высво-
бождения реактивности, которая обеспечила бы вывод реактора
в контролируемое состояние — на минимальный контролируемый уро-
вень (МКУ) — с допустимым периодом Г > 20 -г 30 с. Минимальным
контролируемым уровнем считается такая нейтронная мощность, кото-
рая фиксируется штатной аппаратурой контроля.
Самым безопасным и надежным вариантом пуска является такой,
когда МКУ достигается в подкритическом состоянии и переход через
критическое состояние контролируется [8].
Момент достижения реактором критического состояния опреде-
ляется подкритической плотностью нейтронов и скоростью ввода поло-
жительной реактивности. Пусть исходные значения надкритической
и подкритической плотности нейтронов соответственно равны рПодо
и л 0 (рис. 5.3, а и б). Начиная от момента t = 0, за время t x перемещени-
ем регулирующих органов вводится положительная реактивность 8р
(рис. 5.3, а). За время tx перемещения регулирующих органов измене-
ние реактивности и плотности нейтронов характеризуется линией аЪ
(рис. 5.3, а, 6) . После ввода реактивности бр делается выдержка продол-
жительностью fв (линия be на рис. 53, а, б). Так как после ввода реак-
тивности реактор остается в подкритическом состоянии, хотя и с умень-
шенной подкритичностью, в период выдержки плотность нейтронов, умен
139
a)
fnodO
Рис.5.3. Выход реактора на МКУ при различных значениях исходной плотности
нейтронов и скорости ввода положительной реактивности: а - процесс ввода по-
ложительной реактивности; б— процесс изменения плотности нейтронов
140
как показано выше, возрастает по экспоненциальному закону, стремясь
к установившемуся значению (линия be на рис. 5.3, б). В момент вре-
мени, соответствующий точке с, новым перемещением органов регули-
рования снова вводится положительная реактивность 6р (линия cd
на рис. 5.3, а), еще более уменьшающая подкритичность реактора, после
чего следует новая выдержка (линия de). Процесс изменения подкрити-
ческой плотности нейтронов на этом шаге характеризуется линиями cd
и de на рис. 5.3, б. Пусть следующее перемещение органов регулирования
в момент, соответствующий точке е, все еще сохраняет подкритичность
реактора (р < 0), увеличивая подкритическую плотность нейтронов
в соответствии с линиями ef и fg (рис. 5.3, а и б). Следующее добавле-
ние реактивности, характеризуемое линией gh, связано с переходом
реактора через критическое состояние (р =0) и его выходом в надкри-
тический режим, сопровождающийся разгоном реактора (линия h к).
Как следует из графика на рис. 5.3, б, надкритическое состояние реак-
тора возникает при плотности нейтронов, меньшей минимального
контролируемого уровня «мку, что связано с неконтролируемым
разгоном реактора (пусковой аварией).
Если увеличить продолжительность выдержки до значения гв (ли-
ния be' на рис. 5.3, а и б), то в конце первого шага плотность нейтронов
будет определяться точкой с'. На втором и третьем шагах нарастание
подкритической плотности нейтронов будет характеризоваться линиями
c'd'e' и e'fg'. При этом минимальный контролируемый уровень и^КУ
будет достигнут в подкритическом состоянии реактора (р < 0), и вы-
ход его в критический, а далее в надкритический режим (линиями ' к')
будет происходить при наличии контроля мощности и ее нарастания.
Это открывает возможность автоматического регулирования реактора
в пусковых режимах. Если исходный уровень плотности нейтронов,
равный п'о, выше, чем в рассмотренных ранее случаях, то выход на МКУ,
определяемый линией a"b"c"d"e"f"g"h"k" (рис. 5.3, б), даже при
сохранении малой продолжительности выдержки гв (линия a bedefgh к
на рис. 5.3, а) происходит при докритическом состоянии реактора
(Р< 0).
Если активная зона загружена свежим необлученным топливом
(например, при первом пуске), то из-за малой плотности нейтронов
спонтанного деления ядер урана и космического излучения контроль
за пуском реактора усложняется. В этом случае опасность пусковой
аварии возрастает. Поэтому при первоначальных пусках реакторов
иногда используют внешние источники нейтронов. После хотя бы одно-
кратного выхода нового реактора на МКУ в активной зоне накапли-
ваются осколки деления и продукты их распада, приводящие в самом
реакторе к появлению более мощных источников нейтронов, чем спон-
танное деление и космическое излучение. Поэтому последующие пуски
реактора обычно не вызывают таких трудностей, как первоначальный.
Выход реактора в критическое состояние определяется по появле-
141
нию устойчивого увеличения нейтронной мощности и стабилизации
периода возрастания плотности нейтронов. Реактор выдерживается
определенное время в критическом состоянии опусканием стержней
СУЗ до некоторого (несущественно, какого именно) контролируемого
уровня мощности, близкого к минимальному.
После достижения МКУ производится разогрев ЯППУ — за счет
теплоты, выделяемой в реакторе, а также за счет энергии работающих
ПДН. По мере разогрева теплоносителя, оборудования и трубопроводов
ЯППУ до рабочих параметров мощность реактора возрастает до 1—3%
номинальной. После этого продолжают повышать мощность реактора,
постепенно увеличивая параметры пара, генерируемого ЯППУ. При
достижении определенного давления пара приступают к прогреву паро-
проводов и пуску турбины.
5.2. Пуск и останов ЯППУ с реакторами ВВЭР
Этапы пуска. В общем случае процесс пуска энергоблока с реак-
тором ВВЭР включает в себя следующие этапы:
подготовку реакторной установки к пуску;
разогрев воды в первом контуре до 373—393 К с помощью электро-
нагревателей компенсатора давления и работающих ПДН, гидравли-
ческие испытания на плотность оборудования и трубопроводов первого
контура;
физический пуск реактора, проведение экспериментов на реактор-
ной установке;
разогрев реакторной установки до рабочих параметров теплоноси-
теля;
подготовку к работе основного и вспомогательного оборудования
машинного зала и прогрев паропроводов до турбины;
пуск турбоагрегатов, их разворот и вывод на холостой ход, испы-
тания, включение генератора в сеть;
ступенчатый набор электрической нагрузки энергоблоком до за-
данного уровня.
Пусковая схема энергоблока. Движение теплоносителя, охлаж-
дающего активную зону реактора и ЯППУ, в пусковых режимах произ-
водится по специальной пусковой схеме, пример которой приме-
нительно к блоку ВВЭР-1000 приведен на рис. 5.4. Требования, предъяв-
ляемые к пусковой схеме состоят в следующем [23, 34]: в обеспече-
нии безопасности пусков и остановов реакторной установки (включая
аварийный останов энергоблока) ; в прогреве и дренировании основных
узлов турбоагрегатов и трубопроводов; в надежном отводе теплоты,
выделяющейся в активной зоне реактора при пусках и остановах энерго-
блока.
142
На протяжении значительной части пускового периода закрыты
стопорно-регулирующие клапаны турбин. Чтобы обеспечить надежный
отвод теплоты и предотвратить чрезмерное повышение давления
в ЯППУ, в таких режимах организуется движение пара, генерируемого
ЯППУ, в обвод турбины через специальные паросбросные устройства.
Основную роль при этом играют быстродействующие редукционные
установки 14, через которые свежий пар направляется из паровых
коллекторов парогенераторов в конденсаторы турбин (БРУ-К). Про-
пускная способность БРУ-К составляет примерно 60% номинального
расхода пара турбинами для блоков с реакторами ВВЭР. Для приема
сбрасываемого пара конденсаторы 20 турбин АЭС оснащены специаль-
ными пароприемными устройствами, в которых происходит его охлаж-
дение и многократное дросселирование. Конечная температура пара, по-
ступающего в паровое пространство конденсатора, на 10—12 К выше
температуры насыщения при давлении в конденсаторе. В пусковых
схемах предусматриваются также специальные технологические конден-
саторы 30 для приема пара в случае невозможности направления его
по каким-либо причинам в основные конденсаторы (например, при
чрезмерном повышении давления в них). Специальные быстродей-
ствующие редукционные установки БРУ-Д и БРУ-СН предназначены для
подачи свежего пара к деаэратору и на собственные нужды блока (для
питания эжекторов, концевых уплотнений и др.). Энергоблоки с турбо-
приводом питательных насосов дополнительно оснащены быстродей-
ствующими редукционными установками 13, обеспечивающими подвод
свежего пара к приводным турбинам (БРУ-ТПН) в пусковых и остано-
вочных режимах, когда давление пара, отбираемого от главной турбины,
недостаточно для получения необходимой мощности приводной тур-
бины. При пуске производится подача пара к СПП с регулированием
температуры вторичного пара после СПП.
Для надежной работы пусковой схемы с самого начала пуска реак-
торной установки должны поддерживаться необходимый вакуум
в конденсаторах, давление в деаэраторах и т. д. Для этого необходима
подача пара к уплотнениям турбин, эжекторам и другим элементам
энергоблока. Поскольку пар еще не вырабатывается ЯППУ данного
блока, пар для этих целей подают от соседних энергоблоков из обще-
станционного коллектора собственных нужд, а в тех случаях, когда
генерация пара на АЭС вообще отсутствует (например, при пуске
первого блока строящейся АЭС), — от специальной пусковой
котельной.
С целью защиты второго контура от недопустимого повышения
давления (например, при запрете по какой-либо причине сброса пара
в конденсаторы) пусковая схема оснащена быстродействующими редук-
ционными устройствами, сбрасывающими пар из парового коллектора
парогенераторов блока ВВЭР в атмосферу (БРУ-А), а также предо-
хранительными клапанами, установленными на парогенераторах
144
и выпускающими пар также в атмосферу. Пропускную способность
БРУ-А выбирают такой, чтобы предотвратить срабатывание предохра-
нительных клапанов на парогенераторах.
Защиту первого контура от недопустимого повышения давления
и аварийный отвод теплоты от активной зоны (например, при нарушении
движения теплоносителя в пусковой схеме) осуществляет система
предохранительных клапанов первого контура 5, сбрасывающая пар
из компенсатора давления 2 в барботер 6.
Большинство технологических устройств пусковой схемы исполь-
зуется и в других эксплуатационных режимах (как нормальных, так
и особых), в основном для защиты элементов блока от недопустимого
повышения давления (в частности, при полных или частичных сбросах
нагрузки).
Элементами пусковой схемы являются линии дренажей и продувок,
предназначенных для отвода из паропроводов, корпусов турбин и дру-
гих элементов энергоблока влаги, образующейся в них в результате
конденсации пара при прогреве. Их можно разделить на дренажно-
продувочные линии, включаемые только в период пуска и удаляющие
образующуюся при этом влагу и небольшое количество пара в конце
прогрева, и на постоянно действующие продувочные линии [34]. Дре-
нажно-продувочные трубопроводы сходных параметров объединяют
в единые сбросные коллекторы. Коллекторы дренажей нижних точек
трубопроводов отборов повышенного и низкого давления, а также
коллекторы дренажей системы уплотнений турбины заведены в расши-
рительный бак турбоустановки, соединенный по пару и по воде с конден-
саторами турбины. Пар из расширительного бака сбрасывается
в верхнюю часть конденсатора, а конденсат — у его днища. Дренажи
из нижних точек паропроводов свежего пара после главных паровых
задвижек и из паропроводов подачи греющего пара ко второй ступени
промперегрева (при двухступенчатом промперегреве) направляют
в сбросной паропровод после БРУ-К. Такая схема приема дренажей
и продувок обеспечивает равномерный прогрев элементов турбоуста-
новки, а также исключает разрушение трубок конденсатора и предо-
твращает образование трещин в местах присоединения коллекторов
дренажей к конденсатору.
Технология пуска ЯППУ. Исходным при пуске является состояние
ЯППУ, при котором активная зона реактора полностью загружена ТВС
и поглотителями, верхний блок (крышка) с блоком приводных меха-
низмов СУЗ собран с корпусом реактора, главный разъем реактора
уплотнен, стержни-поглотители СУЗ, соединенные с приводами, зани-
мают крайнее нижнее положение, реактор и циркуляционные петли
первого контура (рис. 5.5) заполнены водой с концентрацией борной
кислоты, обеспечивающей необходимую подкритичность активной зоны
(не менее 12 г/л в реакторах ВВЭР440 и 16 г/л в реакторах ВВЭР-1000).
При первом пуске ЯППУ по окончании сооружения энергоблока
145
должен быть выполнен комплекс пусконаладочных работ, холодная
и горячая промывка оборудования и трубопроводов циркуляционного
контура. В процессе подготовки ЯППУ к пуску после проверки исправ-
ности и работоспособности всех систем и устройств, обеспечивающих
надежную и безопасную работу энергоблока, проводят гидравлические
испытания реактора, оборудования и трубопроводов первого контура.
Предварительное гидравлическое испытание проводят в холодном
состоянии при давлении в первом контуре 3,5—4 МПа для реакторов
ВВЭР-440 и 5—5,5 МПа для реакторов ВВЭР-1000. Затем с помощью
электрических нагревателей компенсатора давления и работающих
ЩН теплоноситель и оборудование первого контура разогреваются
со скоростью не более 20 К/ч. Число одновременно включаемых ПДН
в холодном состоянии ЯППУ ограничивается допустимым перепадом
давления в реакторе. Основные гидравлические испытания первого
контура ЯППУ проводятся при давлениях, превышающих рабочее.
При гидравлических испытаниях корпусов, реакторов необходимо
строго соблюдать температурный режим, поскольку критическая темпе-
ратура хрупкости металла корпуса существенно понижается с увели-
чением длительности эксплуатации [42].
После гидравлических испытаний первого контура ЯППУ проводят
настройку и проверяют срабатывание предохранительных клапанов,
установленных на компенсаторе давления. В период подготовки к пуску
ядерного реактора проводится проверка циркуляции теплоносителя
в первом контуре, электроэнергетической системы, обслуживающей
ЯППУ, в том числе проверка нормального функционирования системы
резервного питания неотключаемых потребителей.
Одно из трудоемких предпусковых мероприятий — функциональ-
ная проверка систем сигнализации, управления, блокировок и аварийной
защиты (A3) ядерного реактора.
Основные этапы физического и энергетического пуска реакторов
ВВЭР рассмотрены выше.
Пусковым операциям предшествуют расчеты пусковой концентрации
борной кислоты и критического (пускового) положения поглощающих
сборок СУЗ для этой концентрации борной кислоты и заданной темпе-
ратуры теплоносителя. Порядок расчета для различных состояний актив-
ной зоны реакторов ВВЭР подробно описан в работе [42].
Как уже говорилось, уменьшение подкритичности реактора при
выходе на МКУ во время пуска производится путем извлечения из
активной зоны поглощающих сборок СУЗ и снижения концентрации
борной кислоты в теплоносителе при его циркуляции по первому кон-
туру. В работе должно находиться не менее двух-трех ПДН, а темпера-
тура теплоносителя поддерживается при этом на уровне 373 К, После
подъема в верхнее положение всех поглощающих сборок СУЗ дальней-
ший вывод реактора в критическое состояние производится уменыпе-
147
нием концентрации борной кислоты в теплоносителе путем дрениро-
вания и подпитки первого контура чистой водой. Достигнув крити-
ческого состояния реактора, прекращают уменьшать концентрацию
борной кислоты в теплоносителе, стабилизируя реактор в критическом
состоянии с помощью одной из групп поглощающих сборок СУЗ при
достигнутом уровне тепловой мощности (10~4—10 ~3% номинального
значения).
После достижения МКУ и проведения предусмотренных программой
пуска физических экспериментов на этом уровне мощности теплотой,
выделяемой в реакторе, а также энергией работающих ПДН разогревают
ЯППУ до рабочих параметров теплоносителя. Это достигается посте-
пенным увеличением мощности реактора до такого значения, которое
обеспечивает повышение температуры теплоносителя со скоростью,
не превышающей 20 К/ч. Разность температур воды в циркуляционных
петлях и компенсаторе давления не должна превышать 70 К. По мере
разогрева ЯППУ до рабочих параметров мощность реактора постепенно
повышают до 1 —3% номинальной. Когда давление пара в парогенерато-
рах достигнет определенного уровня (1—1,5 МПа для ВВЭР-440
и 2-2,5 МПа для ВВЭР-ЮОО), приступают к пуску паротурбинной уста-
новки, продолжая параллельно с ним набор мощности реактором вплоть
до номинального ее значения. Номинальным режимом работы ЯППУ
считается такой режим, при котором реактор работает с проектной
тепловой мощностью и к нему подключены все циркуляционные петли,
ПДН и парогенераторы.
Режимы нормального останова и расхолаживания ЯППУ. В прак-
тике эксплуатации энергоблоков различают нормальный останов реак-
тора оператором, аварийный останов оператором, автоматический ава-
рийный останов реактора системой аварийной защиты. В настоящем
параграфе рассматриваются режимы нормального останова. Вопросы,
связанные с аварийным остановом реакторов, будут рассмотрены
в гл. 8.
Под нормальным остановом понимается останов реак-
тора без воздействия аварийной защиты, производимый оператором
путем постепенного введения стержней-поглотителей СУЗ в активную
зону для прекращения цепной реакции деления. Все операции, связанные
с нормальным остановом энергоблока АЭС, регламентированы специаль-
ными технологическими инструкциями. Нормальные остановы реактора
бывают плановыми и внеплановыми. Плановые остановы производятся
для плановых предупредительных ремонтов (ППР) и для перегрузки
ядерного топлива. Внеплановые нормальные остановы связаны с откло-
нениями от режима нормальной эксплуатации, при которых работа
реактора на мощности запрещается, но допускается нормальный оста-
нов. Нормальные остановы энергоблоков могут выполняться либо
с расхолаживанием ЯППУ, либо без расхолаживания.
148
Нормальный останов без расхолаживания ЯППУ производится
при устранении частных неисправностей оборудования турбоуста-
новки или электрической части АЭС, когда ремонт может быть произ-
веден без снижения давления и температуры в главных паровых коллек-
торах и системе подпитки парогенераторов, после чего блок снова вво-
дится в нормальную эксплуатацию. Нормальный останов блока с расхо-
лаживанием ЯППУ и переводом реактора в глубоко подкритическое
состояние производится во всех случаях, связанных с разуплотнением
первого контура, нарушением нормального режима отвода теплоты
от первого контура ко второму (перегрузка топлива, ремонт систем
и оборудования первого контура, ремонт оборудования второго кон-
тура, связанный со снижением рабочего давления и температуры в глав-
ном паровом коллекторе, главных паропроводах и системе подпитки
парогенераторов) и с ремонтом систем, обеспечивающих безопасность
реактора и АЭС
Останову энергоблока предшествует его разгрузка до выхода на
холостой ход. При этом воздействием на механизм управления турби-
ной снижают ее мощность со скоростью, предписанной заводом-изгото-
вителем.
Одновременно с разгрузкой турбины опусканием стержней-погло-
тителей СУЗ либо вручную, либо воздействием на задатчик автомати-
ческого регулятора мощности снижают нейтронную мощность реактора.
После снижения мощности до уровня нагрузки собственных нужд АЭС
электроснабжение собственных нужд переводят на резервные транс-
форматоры, и турбогенераторы отключают от энергосистемы. Оконча-
тельно реактор заглушают, погружая в активную зону все поглощающие
сборки СУЗ. Останов реактора представляет собой совокупность ряда
нейтронно-физических и тепловых процессов: прекращения цепной
реакции деления и уменьшения плотности нейтронного потока, уменьше-
ния тепловыделения в активной зоне и постепенного охлаждения ЯППУ,
остаточного энерговыделения в топливе в результате радиоактивного
распада продуктов деления ядерного топлива.
ЯППУ обладает большой тепловой инерцией, вследствие чего тепло-
вая мощность реактора снижается намного медленнее плотности
нейтронного потока. Это обусловлено высокой температурой топлива
(что, в свою очередь, связано с малой теплопроводностью двуокиси
Урана), большой массой металла внутрикорпусных устройств и ТВС
в реакторе, большой массой металла оборудования и трубопроводов
первого контура, а также остаточным тепловыделением при радио-
активном распаде продуктов деления.
Изменение во времени остаточной мощности реактора за счет
радиоактивного распада продуктов деления может быть оценено со-
гласно формуле Уэй-Вигнера [42]
^=6,62.10-2£т[>-0'2-(/+г0)-0'2],
149
где Qi — тепловая мощность реактора; t — время, прошедшее с мо-
мента останова реактора; t0 — продолжительность работы реактора.
При t0 > t формула может быть переписана в упрощенном виде
-0,2
Р *« 6,62- 10-2{2l'
Как следует из приведенных формул, даже через пять часов после
останова реактора остаточные тепловыделения достигают 1% его рабо-
чей мощности (рис. 5.6). Из графика вытекает необходимость постоян-
ного охлаждения остановленного реактора, а в последующем - необхо-
димость охлаждения выгруженного топлива в бассейне выдержки.
Существенное влияние на скорость снижения тепловой мощности оказы-
вают условия охлаждения реактора в процессе останова. При останове
без расхолаживания температура теплоносителя в течение достаточно
длительного времени поддерживается близкой к исходному значению
за счет работы нескольких ГЦН.
в
р
./£■
^1
— t
5 10 15 20 ч
i 1 i i i i
10 20 30 40 сут
Рис. 5.6. Изменение остаточного тепловыделения в реакторе с течением времени
после останова
Верхняя шкала оси абсцисс относится к кривой 1, нижняя — к кривой 2
При останове реактора с расхолаживанием на первом этапе останова
обеспечивается циркуляция в первом контуре за счет работы ГЦН.
Отвод теплоты от первого контура производится отбором пара, гене-
рируемого парогенераторами, на собственные нужды АЭС и в техноло-
гический конденсатор. Скорость расхолаживания не должна превышать
30 К/ч. Компенсатор давления расхолаживают впрыском воды в паро-
вое пространство. При этом нагреватели компенсатора давления отклю-
чены. Чтобы обеспечить плавное и стабильное расхолаживание, оставляют
в работе два симметрично расположенных ГЦН. Остальные насосы
отключают последовательно с интервалом 10 мин. Подпитку парогене-
раторов производят аварийными питательными насосами из деаэратора.
В дальнейшем, по мере понижения параметров теплоносителя в первом
150
контуре, поочередно отключают оставшиеся ГЦН, постепенно переходя
от режима с полным расходом теплоносителя к режиму с естественной
циркуляцией в первом контуре. Дальнейшее расхолаживание производят
в этом режиме. Естественная циркуляция в нервом контуре после оста-
нова ГЦН поддерживается за счет нагрева теплоносителя в активной зоне
й его охлаждения в парогенераторах, из которых образующийся пар
отводится в технологические конденсаторы. Минимальное количество
циркуляционных петель, необходимых для надежного отвода теплоты
при естественной циркуляции, выбирают, исходя из условия, чтобы
температурный перепад на оставшихся в работе парогенераторах не пре-
высил допустимого значения (30 К для парогенераторов блока
ВВЭР-440). Признаком установления естественной циркуляции в первом
контуре является стабилизация средней температуры теплоносителя
в нем, перепада температуры воды в парогенераторах и температуры
воды, выходящей из ТВС. Совокупность устойчивого повышения темпе-
ратуры воды, выходящей из ТВС, снижения или резкого повышения
перепада температуры воды при выходе из парогенераторов и входе
в них, устойчивого роста давления в первом контуре при отключенных
нагревателях компенсатора давления служит показателем нарушения
естественной циркуляции в первом контуре. В этом случае принимают
меры к восстановлению циркуляции, немедленно включая в работу
два ГЦН.
После того как температура воды в первом контуре понизится
до 393—403 К, а температура в компенсаторе давления — примерно
до 423 К, что соответствует давлению в первом контуре около 0,6 МПа,
эффективность расхолаживания ЯППУ при паровом режиме работы
становится малой и их переводят на водо-водяной режим. Для этого
в парогенераторы подают до их заполнения относительно холодную воду
из деаэраторов. Нагретая в парогенераторах вода поступает в технологи-
ческие конденсаторы, охлаждаемые технической водой, и вновь направ-
ляется в деаэраторы. Циркуляция воды в таком режиме обеспечивается
специальными насосами расхолаживания. Регулируя расход технической
воды технологическим конденсатором и его охладителем, расхолажи-
вают первый контур до температуры 323—333 К, проводя непрерывный
контроль надежности естественной циркуляции в нем. При достижении
температуры воды 323—333 К в первом контуре ЯППУ считается расхо-
ложенной.
В процессе расхолаживания в зависимости от температуры тепло-
носителя в первом контуре давление в нем должно поддерживаться
в достаточно узких пределах [9]. Нижняя граница этой области опре-
деляется условиями, при которых теплоноситель в активной зоне не
вскипает. Верхняя граница определяется условиями прочности и плот-
ности корпуса реактора и основных узлов ЯППУ. При расхолаживании
реактора проводится периодическое удаление газов из первого контура,
151
обмен воды в нем для поддержания концентрации борной кислоты,
необходимой для обеспечения требуемой подкритичности холодного
разотравленного реактора (концентрация борной кислоты не менее
12 г/л для реакторов ВВЭР-440 и 16 г/л - для ВВЭР-1000), а также
коррекция водно-химического режима.
В течение всей стоянки реактора недопустимо увеличение темпе-
ратуры воды при выходе из активной зоны выше 353 К. При снятой
крышке реактора уровень воды в его корпусе нельзя снижать ниже
зоны верхних патрубков, чтобы не нарушить естественную циркуляцию
в первом контуре.
5.3. Влияние отравления реакторов на режимы пуска и останова
Ксеноновое отравление. Физические процессы при ксеноновом
отравлении. Большое влияние на эксплуатационные характеристики
реакторов на тепловых нейтронах оказывают процессы, связанные
с образованием и выгоранием изотопа 135Хе, являющегося сильным
поглотителем нейтронов. Этот процесс обусловливает длительный
(до двух суток) нестационарный режим работы реактора при каждом
изменении его мощности. Основная часть ядер 13sXe образуется
в результате следующих ядерных превращений:
sssu^ias-Te ~^ 13sJ ~^ l35Xe/ " +п "* 136Хе;
2 мин 6,7 ч < -0 -0
N » 135Cs *135Ва.
9,13 ч 2,6 106лет
(5-П)
Непосредственным продуктом деления ядра 235U с вероятностью
выхода Р = 0,056 является l3s Те, который в результате 0-распада с пе-
риодом полураспада 2 мин превращается в 13SJ, а он также в резуль-
тате 0-распада с периодом 6,7 ч превращается в l3s Xe. Некоторая часть
ядер 135Хе является непосредственными осколками деления ядер 235U.
Процесс изменения во времени концентрации ядер 13S J и l3SXe можно,
считая пренебрежимо малым период полураспада предшественника иода
135 Те, описать следующими уравнениями [13] :
dC]/dt=PJx{J0-\5CJ;
dCxJdt=\jCj + ^Хе^Ф-С^ахеФ-ХхеСхе.
где Сj и СХе — концентрация ядер l35 J и 13sXe; Pj = 0,056 — вероят-
ность образования ядер 135Те, являющегося непосредственным пред-
шественником 13s J; PXe = 0,003 — вероятность образования ядер 135Хе
152
как непосредственных осколков деления 235U; г{, - макроскопическое
сечение деления топлива; Xj и ХХе — постоянные радиоактивного рас-
пада 13S J и 135Хе; оХе — микроскопическое сечение захвата нейтронов
ядрами 13S Хе.
Пусть в некоторый момент времени t = 0, до которого реактор
работал в установившемся режиме со значениями параметров Ф0, Cj ,
Схео> поток тепловых нейтронов скачкообразно изменен на величину
ДФ. После интегрирования уравнений (5.12) будем иметь
Cj(0=CJo+ACJ(r); СХе(г)=СХео+ДСХе(0, (5.13)
где
ДС, (Г) = АС] [1 - exp(-Xj /)]; (5.14)
ACXe(f) =АСХе[1 -ехр(-Х*Хе0] -ЛAC] [exp(-Xjf) -
-ехр(-ХХеГ)]; (5.15)
XXe=XXe + °Xe<*>; Л = Xj/(XXe - Xj) ;
при этом установившиеся приращения концентрации йода и ксенона
будут
АСУ =Р3х{]АФ/\1-
ДСХе = (^+РХе)^ДФ/Х*Хе. (5.16)
Из уравнений (5.16) следует, что каждому значению плотности
потока нейтронов Ф соответствует своя равновесная концентрация
ядер 135Хе. Сечение поглощения нейтронов ядрами ,35Хе (аХе «
^ 2 • Ю6 барн) более чем в Ю00 раз превышает сечение поглощения
в ядерном топливе. С накоплением 13S Xe связано отравление реактора.
Его характеризуют отношением числа нейтронов, захваченных ядрами
135 Хе, к числу нейтронов, поглощенных в ядерном топливе,
<?Xe=Cxe<bCe/2U> (5Л7>
где 2у — макроскопическое сечение захвата нейтронов ядрами топлива.
Поглощение нейтронов ядрами 13s Xe вносит в активную зону отри-
цательную реактивность, равную [13]
РХе=-?Хе/0+?з), (5Л8)
где ^з — относительное поглощение нейтронов замедлителем. Если его
Можно считать достаточно малым, последнее соотношение можно
переписать как
РХе*--<7Хе- (519)
153
Стационарное ксеноновое отравление. Из уравнений (5.13)-(5.15)
следует, что при неограниченном увеличении времени t экспоненты
ехр(—Xj ?) и ехр(—\Z t) стремятся к нулю, а концентрации нуклидов
13s J и 135 Хе стремятся к установившимся значениям
С> =С]0+ АСУ; СХе = СХе0 + АС>Хе.
Так как Xj = 2,9 • 10~s с-1, то установившаяся концентрация
иода достигается сравнительно быстро, практически в первые сутки.
В общем случае начальные концентрации Cj0 и СХс0 отличны от нуля.
В частном, но практически важном случае, когда рассматривается изме-
нение концентрации нуклидов 13SJ и l3SXe с момента пуска реактора
со свежим топливом или после длительной стоянки, можно принять
Cj0 = 0 и СХе0 = 0. В таком случае установившиеся концентрации
нуклидов будут
CJ =PJ 2иФ/Х1 ; СХе = (PJ +/>Xe) 2{>/(XXe + аХеФ). (5.20)
Подставив полученное значение СХ* в уравнение (5.17), найдем
стационарное ксеноновое отравление
у С J ^Хе)°ХеФ £ц ч
?Хе *Xe + °Xc* Su' ( '
При малой плотности потока нейтронов [Ф < 1012 число нейтро-
нов/(см2 ■ с)] вторым членом в знаменателе формулы (5.21) можно
пренебречь. При этом равновесное отравление ксеноном мало при любом
обогащении ядерного топлива и пропорционально плотности потока
нейтронов Ф, т. е. мощности реактора. Если потоки нейтронов велики
[Ф > 1014 число нейтронов/(см2 ■ с)], то можно пренебречь первым
членом в знаменателе и равновесное отравление реактора перестает
зависеть от плотности потока нейтронов, стремясь к своему предель-
ному значению qL = (/>j + ^Xe) ^{j/Dtj. В энергетических реак-
торах на тепловых нейтронах средняя плотность потока нейтронов Ф
составляет 1013 —1014 число нейтронов/(см2 • с). При этом равновесное
отравление реактора близко к максимальному, но сохраняется его
зависимость от плотности потока нейтронов, а следовательно, от мощ-
ности реактора (рис. 5.7). Стационарное ксеноновое отравление дости-
гается примерно через 40 ч работы реактора при неизменной мощности.
Нестационарное ксеноновое отравление. Рассмотрим процессы
изменения концентрации ксенона при останове реактора (рис. 5.8).
Будем полагать, что реактор достаточно длительное время (более двух
суток) проработал с неизменной мощностью Р1. При этом концентра-
ция иода и ксенона достигли своих равновесных значений Cj0 и Схео»
а потеря реактивности, вызванная стационарным отравлением, — зна-
154
чения Рхео- Пусть запас реактивности органов СУЗ реактора составляет
при этом р3. После останова реактора в момент времени t0 прекраща-
ется образование новых ядер 13SJ и уничтожение ядер 13sXe погло-
щаемыми нейтронами. Радиоактивный распад накопившихся к моменту
останова реактора ядер 13S J и 13S Хе с периодами полураспада 6,7 и 9,13 ч
соответственно продолжается и после останова реактора. Распад ядер
135 J в соответствии с уравнением (5.11) приводит к образованию новых
ядер 13sXe. Так как этот процесс протекает быстрее, чем распад ядер
135 Хе, то концентрация ксенона возрастает. В соответствии со вторым
из уравнений (5.12) максимальная концентрация ксенона будет
достигнута в момент времени, когда Xj Cj = XXeCXe, после чего
начнется ее уменьшение.
0,0*
0,03
0,02
0,01
0 25 50 75 %
Рис.5.7. Зависимость стационарного ксенонового отравления реактора ВВЭР440
от его мощности
Пропорционально изменению концентрации ксенона, но с обратным
знаком изменяется отрицательная реактивность рХе, вносимая образо-
вавшимся ксеноном. Соответственно этому уменьшается запас реактив-
ности реактора. Уменьшение запаса реактивности вследствие накопления
ксенона называют йодной ямой (заштрихованная площадь на
рис. 5.8). Наибольшее значение потери реактивности за период неста-
ционарного ксенонового отравления называют глубиной йод-
ной ямы, а соответствующий этому значению промежуток времени
после начала переходного ксенонового процесса — временем дости-
жения наибольшей глубины йодной ямы. Приведенные на рис. 5.8 гра-
фики показывают, что в течение длительного времени после останова
(до двух суток) реактор не достигает стационарного режима по накоп-
лению ксенона. Отрицательная реактивность в результате нестационар-
ного ксенонового отравления может превысить имеющийся запас реак-
тивности р3. Время Гд>с после останова реактора, в течение которого
'РХеI < Рз> называют временем допустимой стоянки
155
(оперативным временем). В течение этого времени за счет имеющегося
запаса реактивности реактор может быть выведен в критическое
состояние и пущен после останова. Время гв.с, в продолжение которого
I PXel > Рз и имеющегося запаса реактивности недостаточно для ком-
пенсации нестационарного ксенонового отравления и поддержания кри-
тического режима реактора, называют временем вынужден-
ной стоянки. Все это время пуск реактора невозможен. По исте-
чении этого времени концентрация ксенона уменьшается настолько,
Рис.5.8. Процесс нестационарного отравления ксеноном после останова реактора
что обусловленная ксеноновым отравлением потеря реактивности
РХе становится меньше имеющегося запаса и запуск реактора стано-
вится возможным. Равновесному режиму, достигаемому более чем
через 40 ч после останова реактора, соответствуют СуХе = 0 и р^е = 0.
Потеря запаса реактивности уменьшается со снижением мощности,
при которой реактор работал перед остановом. При малых исходных
уровнях мощности запас реактивности в течение всего периода неста-
ционарного отравления оказывается достаточным для последующего
пуска реактора. С увеличением исходной мощности перед остановом
реактора при прочих равных условиях время допустимой стоянки
уменьшается, а время вынужденной стоянки возрастает.
На практике возможны случаи, когда реактор, пущенный в момент
времени t = 0 и набравший при этом мощность Р (рис. 5.9), вынужденно
останавливается прежде, чем он достигнет стационарного ксенонового
отравления (линии ABCD - для случая 1, AB'C'D - для случая 2,
AB"C"D - для случая 3). При этом глубина йодной ямы (ри.я1> Ри.я2>
156
Ри.яз) оказывается существенно различной в зависимости от продолжи-
тельности работы реактора.
Из сказанного следует, что пуск реактора после кратковременных
остановов имеет специфические особенности. Определяющее условие
возможности пуска в таких ситуациях — достаточный оперативный
запас реактивности. При недостаточном запасе реактивности велика
вероятность попадания реактора в йодную яму, после чего может потре-
боваться длительное время для накопления запаса реактивности, необ-
ходимого для нового пуска реактора.
Рис.5.9. Изменение параметров йодной ямы в зависимости от продолжительности
работы реактора до останова
Запас реактивности реакторов ВВЭР является переменным в тече-
ние рабочей кампании, постепенно уменьшаясь с ее ходом. Поэтому
наибольшие проблемы, связанные с пуском таких реакторов после их
кратковременного останова, возникают в заключительной части рабочей
кампании. С уменьшением запаса реактивности возрастает время
вынужденной стоянки реактора, в течение которого невозможен выход
реактора в критическое состояние.
Для реакторов РБМК с непрерывной перегрузкой топлива при
работающем реакторе необходимо, чтобы в процессе вывода реактора
на мощность минимальный запас реактивности не становился ниже
0.5% [9]. Трудности для этого класса реактора возникают при оста-
157
нове более чем на 3 ч. При этом значительно возрастает опасность по-
падания в йодную яму, после чего запуск реатора станет возможным
лишь через 16—25 ч.
В практике эксплуатации ядерных реакторов возможны способы
целенаправленного воздействия на реактор после его останова с целью
уменьшения глубины йодной ямы [13]. Рис. 5.10 иллюстрирует один
из способов. Кривая 1 характеризует процесс нестационарного ксено-
нового отравления после полного заглушения реактора, работавшего
перед остановом с мощностью, соответствующей плотности потока
%
12
10
в
0
Чхе
/У
Ь\ С/
/I
I
4
и1
i n
Л
i
k „та.
\Яхе*
г
^W
f
t
tf/\f2 24 36 4-8 60 72
^2^*
Рис.5Л 0. Процесс нестационарного ксенонового отравления после останова
реактора
/ - полное заглушение реактора; 2 - управление, кссноновым отравлением
нейтронов 1014 число нейтронов/(см2 • с), с топливом обогащения 3%.
Кривая 2 характеризует процесс целенаправленного воздействия на
реактор. В момент времени t = 0 реактор останавливают. Его отравле-
ние после останова возрастает, что характеризуется отрезком а Ь> совпа-
дающим с левой ветвью кривой 1. В момент времени г1} соответ-
ствующий точке Ъ (в рассматриваемом примере ti — 2,6 ч), реактор
вновь выводят в работу, набирая мощность, соответствующую такой пло-
тности потока нейтронов, при которой отравление реактора оставалось
бы неизменным. Требуемая плотность нейтронного потока Ф может быть
158
найдена из уравнений (5.12). Подставив в последнее из них dCxeldt =
= 0, получим
\jCj(fx) - XxeCxe('i)
OXeCXe('i> -^Xe^u
В рассматриваемом примере это соответствует 25% той плотности
потока нейтронов, которая была перед остановом реактора. Проработав
с такой мощностью в течение времени, характеризуемого отрезком be
(в рассматриваемом примере примерно 5 ч), в момент ?2* соответ-
ствующий точке с, мощность реактора увеличивают до номинальной
и выдерживают до момента времени ?*, соответствующего точке d.
В рассматриваемом примере продолжительность работы с номинальной
мощностью равна примерно 3 ч. При работе с номинальной мощностью
происходит интенсивное выгорание ксенона, что уменьшает отравление
реактора (кривая cd). В момент Г* реактор снова останавливают. Даль-
нейший процесс отравления соответствует участку def кривой 2 на
рис. 5.10. При таком способе останова максимальное отравление реак-
тора уменьшается почти вдвое по сравнению с его значением при штат-
ном (одноразовом) выключении реактора. Общая же продолжитель-
ность процесса до полного разотравления реактора в обоих случаях
практически одинакова. На практике при решении вопроса о допусти-
мости такого режима должны быть оценены температурные режимы
твэлов и энергетического оборудования.
Самариевое отравление. Цепочка основных ядерных превращений,
связанных с образованием и изменением концентрации самария, имеет
вид
235 U- l49Nd ^l49Pm -^Ul49Sm + * —?Uls0Sm.
2 ч 51,3 ч
В этой цепочке не учтены короткоживущие предшественники l49Nd,
а также выгорание 149Nd и 149Рт, так как оба этих нуклида имеют
сравнительно малые сечения радиационного захвата. Сечение же погло-
щения тепловых нейтронов нуклидом l49Sm(aSm = 5 • 104 барн) более
чем на порядок превосходит сечение поглощения 23s U.
В отличие от ксенона самарий устойчив, и по установившейся терми-
нологии его следовало бы отнести к шлакам. Однако он обладает боль-
шим сечением поглощения тепловых нейтронов, и при сравнительно
больших плотностях потока [Ф > 1013 число нейтронов/(см2 -с)],
характерных для энергетических реакторов, его концентрация достигает
равновесного значения, благодаря чему влияние 149 Sm на реактивность
аналогично влиянию 135 Хе. В этом смысле говорят о самариевом отрав-
лении реактора.
159
Изменение во времени концентрации прометия и самария может
быть описано уравнениями
dCPmfdt=P?m^{^-\?mC
Рт^и
1РтсРт»
(5.22)
dCSm/dt = Xj^Cj^ - oSm Cs гаФ, (5.23)
где СРт и CSm - концентрация ядер 149Рт и l49Sm; РРт =0,0113 -
вероятность образования при делении 235U ядер 149Nd, являющихся
предшественником 149Рт; ХРт = 0,357 • 10"5 с-1 — постоянная рас-
пада 149Pm; aSm — микроскопическое сечение радиационного захвата
149 Sm.
Решение уравнений (5.22) и (5.23) может быть найдено в виде,
аналогичном уравнениям (5.13) —(5.15) :
Срт (О = ~^L-IZ- t1 - exp(-XPnif)];
(5-24)
ЛРт
^Sm(0 = ^Г^- [1 -ехр(-а8тФО] +
aSm
+ i^-^tt [exP("W) - ехр(-а8тФ0] ■ (5.25)
л Рт aSmw
Приведенные уравнения характеризуют изменение концентрации
прометия и самария при выходе на мощность, соответствующую плот-
ности потока нейтронов Ф, после пуска реактора, загруженного свежим
топливом. Установившаяся концентрация прометия, достигаемая при-
мерно через 10 сут, равна
^гп = /Ртп^фДРт =^Рто/^5Ф/ХРгп; (5.26)
установившаяся концентрация самария составляет
CL = XPmC^m/(aSmO) =PPm^/aSm =PPmo{N5!oSm, (5.27)
где a$ — микроскопическое сечение захвата нейтронов 23SU; Ns —
концентрация 235 U.
Стационарное отравление самарием может быть найдено в виде,
аналогичном формуле (5.21) :
4ySm=Prm4lSV- (S-28>
Как и ксеноновое отравление, стационарное самариевое отравление
приводит к потере реактивности.
Как следует из соотношений (5.26) и (5.27), равновесная концент-
рация 149Рт пропорциональна обогащению урана и плотности потока
160
нейтронов. Стационарное же отравление самарием не зависит от плот-
ности потока нейтронов, а следовательно, от мощности, при которой
работает реактор. В этом принципиальное отличие стационарного сама-
риевого отравления от стационарного ксенонового отравления реактора.
Однако плотностью потока нейтронов определяется время, за которое
концентрация самария достигает равновесного значения. Так, при изме-
нении плотности потока нейтронов Ф от 1013 до 1014 число нейтро-
нов/(см2 • с) время, за которое достигается равновесная концентрация
самария, уменьшается от двух месяцев до трех недель. Существенное
влияние на стационарное самариевое отравление оказывает обогащение
урана.
Сопоставляя стационарное самариевое отравление со стационарным
ксеноновым отравлением, следует заметить, что время достижения
первого в 15—20 раз больше, а сопровождающая его потеря реактив-
ности почти в пять раз меньше, чем при отравлении ксеноном.
После останова реактора процессы изменения концентрации самария
и ксенона принципиально отличаются друг от друга. Отличие обуслов-
лено тем, что с течением времени ксенон полностью распадается с пе-
риодом полураспада 9,13 ч; самарий же, являющийся стабильным изо-
топом, не распадается. Его концентрация после останова реактора непре-
рывно возрастает за счет распада прометия до тех пор, пока не распа-
дется весь прометий. Увеличение концентрации 149 Sm приводит к умень-
шению запаса реактивности. По аналогии с йодной ямой этот эффект на-
зывают прометиевым провалом (прометиевой ямой).
Применительно к процессу нестационарного самариевого отрав-
ления после останова реактора уравнения (5.22) и (5.23) примут вид
dCPmfdt =-XPmCPm;
dCSmldt = X?mCPm. (5.29)
Из этих уравнений следует, что в остановленном реакторе 149Рт
не образуется; его концентрация лишь уменьшается из-за радиоактив-
ного распада. В результате этого распада с той же скоростью dC5mfdt =
= —dCpm/dt образуются новые ядра самария. Решив систему уравнений
(5.29), получим
СРт = Срт0ехр(-ХРт0; (5.30)
CSm =CSmo+CPmo[1 ~ ехР(-ХРтО] > (5.31)
где Срт0 и CSm0 — концентрации 149Рш и 149Sm в момент останова
реактора (t — 0).
Из уравнений (5.30) и (5.31) следует, что концентрации прометия
и самария изменяются после останова реактора по экспоненциальному
закону (рис. 5.11). По такому же закону изменяется потеря реактив-
6 В. А. Иванов
161
ности pSm — Psmo> где Psmo — потеря реактивности от стационарного
самариевого отравления в момент перед остановом реактора.
Стационарное самариевое отравление реактора, как было показано
выше, не зависит от плотности потока нейтронов. Глубина же проме-
тиевого провала рп>п = PSmoo — PSmo зависит от плотности потока
нейтронов, с которой реактор работал перед остановом. Чем больше
была мощность, с которой работал реактор, тем больше была и равно-
весная (до останова реактора) концентрация прометия СРт0. В конеч-
ном счете весь прометий распадается, превращаясь в самарий и давая
добавку к тому стационарному отравлению, которое было на исходном
' О Z 4 Б 8 10 12 t,cym
Рис.5.11. Процесс нестационарного самариевого отравления после останова
реактора
режиме. Время, за которое достигается самариевое отравление, близкое
к предельному, составляет примерно 10 сут. В дальнейшем вносимая
изотопом Sm отрицательная реактивность сохраняется в течение
всего периода стоянки реактора. Выход из прометиевого провала реак-
тивности возможен только в процессе последующего пуска реактора
в результате частичного выгорания самария при поглощении нейтронов.
Если при определенном стечении обстоятельств глубина проме-
тиевого провала рп#п по абсолютному значению окажется большей
потери реактивности от стационарного ксенонового отравления Рхео»
имевшегося перед остановом реактора, и если при этом мал оперативный
запас реактивности р3, так что I рп.п' > Рз> то при длительной стоянке
162
может возникнуть угроза запирания реактора (иногда называемого
самариевой смертью). При этом той положительной реактивности,
которая может быть введена за счет имеющегося запаса реактивности,
недостаточно для преодоления отрицательной реактивности pL, вно-
симой самарием, и последующий пуск реактора невозможен без пере-
зарядки активной зоны.
1
о 0
-1
-г
-з
-*■
-5
-в
-7
-в
-9
-10
-11
Рис.5.12. Изменение оперативного запаса реактивности р 3. после останова реактора
под влиянием ксенонового и самариевого отравления
Режим запирания иллюстрирует рис. 5.12, на котором представлены
результаты расчетов процессов ксенонового и самариевого отравления
реактора после останова реактора, работавшего с топливом, обога-
щенным до 5%, при температуре 673 К [53]. При расчетах принято,
что перед остановом реактор в течение 11 сут работал с постоянной
мощностью, при которой плотность потока нейтронов составляла 10ls
число нейтронов/(см2 • с), а оперативный запас реактивности р30 состав-
лял 2%, что соответствует концу рабочей кампании. После заглушения
реактора начинаются процессы нестационарного ксенонового и сама-
риевого отравления, характеризуемые линиями рХе (г) и pSm (f). Изме-
нение оперативного запаса реактивности в каждый момент времени
переходного процесса находится алгебраическим суммированием
г-
'зО
4/{Г^~8 10 12 t,cyn<
163
начального запаса р30 с отклонениями реактивности АрХе и ApSm от
ее исходных стационарных значений. В результате ксенонового отрав-
ления реактор попадает в глубокую йодную яму, вследствие чего после
выключения реактора быстро наступает период вынужденной стоянки.
Только через 4 сут после останоза реактора суммарная потеря реактив-
ности АРхе + A^Sm становится по абсолютному значению меньше
начального запаса реактивности рз0, что делает возможным пуск реак-
тора. С этого момента пусковые характеристики реактора определяются
не ксеноновым процессом, который затухает, а прометиевым провалом.
Через 8 сут потеря реактивности из-за нестационарного самариевого
отравления начинает превышать начальный оперативный запас реактив-
ности. Если реактор простоял до этого момента (время 13), то его новый
пуск становится невозможным. Так как в дальнейшем подкритичность
лишь возрастает, то новый пуск реактора возможен только после замены
топлива.
Запирание реактора может происходить при обычных для реакторов
с водным теплоносителем температурах топлива в случае их работы
с плотностями потока нейтронов, большими 9 • 1014 число нейтро-
нов/(см2 • с). В энергетических реакторах средняя плотность потока
нейтронов обычно не превышает 2 • 10й число нейтронов/(см2 • с).
Поэтому реальная угроза запирания таких реакторов практически от-
сутствует. С ней надо считаться в высоконапряженных реакторах с ура-
новым топливом.
5.4. Особенности пуска и останова ЯППУ с реакторами РБМК
Первый пуск и пуски после длительного простоя*. Технологи-
ческая схема энергоблока с реактором РБМК -- одноконтурная. Пуско-
вая схема энергоблоков этого типа аналогична схеме блоков с реакто-
рами ВВЭР (см. рис. 5.4). Однако в отличие от схемы на рис. 5.4, блоки
с реакторами РБМК оснащены быстродействующими редукционными
установками, сбрасывающими пар не в атмосферу, а в барботер(БРУ-Б).
Такое решение принято, чтобы исключить выброс в атмосферу радио-
активного пара. Паровое пространство барботера соединено с трубной
системой специального конденсатора-испарителя, межтрубное простран-
ство которого заполнено водой. Пар, поступающий из барботера и прохо-
дящий по трубной системе конденсатора-испарителя, конденсируется,
частично испаряя воду в межтрубном пространстве. Образующийся
при этом вторичный пар сбрасывается в атмосферу. Пропускная способ-
ность БРУ-Б в блоках с реакторами РБМК рассчитана на номинальный
* Длительным считается простой более 3 сут, после чего блок можно считать
расхоложенным.
164
расход пара. К концевым уплотнениям турбин в блоках этого типа
подается чистый (нерадиоактивный) пар, получаемый во включенных
в тепловую схему испарителях.
Пусковые операции для ЯППУ с реакторами РБМК выполняются
принципиально в обшей для всех типов реакторов последовательности,
рассмотренной выше. На первом этапе в активной зоне формируется ми-
нимальная критическая система из 23—24 ТВС, размещаемых в соответ-
ствии с картограммой загрузки в центре активной зоны. При этом
в активной зоне отсутствуют дополнительные поглотители (ДП), штат-
ные стержни-поглотители СУЗ извлечены из активной зоны, контур
многократной принудительной циркуляции (КМНЦ) и контур охлажде-
ния СУЗ обезвожены.
Сначала достигается критическая загрузка, а затем поэтапно загру-
жаются остальные ТВС. Одновременно с ними в активной зоне разме-
шаются ДП и вводятся стержни СУЗ. Таким путем в активной зоне
создается ряд критических систем только с ДП и комбинированных —
с ДП и со стержнями СУЗ.
По мере приближения к полномасштабной загрузке определяются
эффекты реактивности при заполнении водой каналов СУЗ, технологи-
ческих каналов с ТВС и технологических каналов с ДП. При заполнении
водой каналов с погруженными стержнями СУЗ высвобождалась поло-
жительная реактивность, а при заполнении каналов с извлеченными
стержнями — отрицательная реактивность [15]. Суммарная реактив-
ность от заполнения контура СУЗ водой оказывалась отрицательной.
Заполнение КМПЦ водой в опытах на одном из реакторов РБМК-1000
высвобождало положительную реактивность 1,75/3. В результате про-
веденных экспериментов установлено, что наибольшей реактивностью
обладает активная зона с заполненным водой КМПЦ и обезвоженным
контуром СУЗ. Это обстоятельство следует иметь в виду при разработке
программы загрузки реактора: в случае загрузки ТВС в обезвоженные
технологические каналы, заполнение последних водой высвободит
положительную реактивность и может перевести ту или иную область
активной зоны в надкритическое состояние. Удаление воды из каналов
с ДП уменьшало реактивность на 1,8/3 [15].
Когда завершено формирование полномасштабной загрузки, про-
водят измерение нейтронных полей с целью определения неравномер-
ности нейтронного потока по радиусу, азимуту и высоте. С учетом
полученных результатов на завершающем этапе формирования начальной
загрузки реактора проводят перестановку части ДП или их извлечение.
На базе полученных экспериментальных данных проводят коррекцию
расчета. Физический пуск реактора РБМК заканчивается выводом его
на минимальный, контролируемый штатной СУЗ уровень мощности
(МКУ), устойчиво поддерживаемый автоматическим регулятором
(примерно 1% номинальной тепловой мощности).
После этого все основное и вспомогательное оборудование энерго-
165
блока и его системы подготавливают к энергетическому пуску с выхо-
дом сначала в критическое состояние, а затем на заданный уровень
мощности. В процессе энергетического пуска проводят эксперименты
по определению эффектов и коэффициентов реактивности.
В расхоложенном состоянии температура теплоносителя в КМПЦ
не превышает 323—353 К, а температура графитовой кладки — 373 К.
В процессе энергетического пуска производится разогрев КМПЦ.
В начальный период пуска температура теплоносителя повышается
до 423-433 К за счет теплоты, выделяемой при работе ЩН. После
установления нормальных уровней в барабанах-сепараторах на каждой
стороне КМПЦ включают в работу не менее чем по два ЩН. Скорость
подъема температуры при этом регулируют с помошью систем подпитки
и расхолаживания реактора. На следующем этапе температура тепло-
носителя повышается за счет теплоты, выделяемой в активной зоне
реактора. После выхода на МКУ в подкритическом состоянии реактор
выводят в критическое состояние, извлекая из активной зоны стержни
СУЗ. Последовательность и темп извлечения стержней-поглотителей,
производимого в соответствии с требованиями ядерной безопасности,
строго регламентируются в эксплуатационных инструкциях. При любом
пуске предусматривается такая последовательность извлечения стержней
СУЗ из активной зоны: сначала выводятся стержни быстродействующей
аварийной защиты, затем - стержни автоматического регулирования
и в последнюю очередь — стержни ручного регулирования.
При разогреве КМПЦ скорость повышения температуры тепло-
носителя не должна превышать 10 К/ч. Должны при этом поддержи-
ваться в допустимых пределах также скорости прогрева отдельных
узлов и металлоконструкций реактора и другого оборудования ЯППУ.
В каждом технологическом канале реактора должен быть обеспечен
надежный теплоотвод от ТВС с требуемым запасом до кризиса тепло-
обмена. Для этого до пуска реактора даже на самую малую мощность
обеспечивают путем подрегулировки каждого канала требуемый ему
расход теплоносителя. Фактический расход теплоносителя каждым
технологическим каналом в процессе эксплуатации непрерывно контро-
лируется измерительно-информационным комплексом "Скала".
При повышении тепловой мощности реактора до минимального
допустимого уровня обеспечивают охлаждение графитовой кладки
продувкой ее химически чистым азотом. Повышение мощности реак-
тора, разогрев КМПЦ и других систем энергоблока проводят постепенно,
с соблюдением всех требований регламента. На отдельных этапах пуска
делают выдержки в течение определенного времени с целью выравни-
вания поля энерговыделения по активной зоне. В процессе разогрева
КМПЦ повышается давление пара в барабанах-сепараторах. Когда оно
возрастает до 1,47—1,96 МПа, начинают подготовку к пуску паротур-
бинных установок. Эта работа проводится при тепловой мощности
реактора 280—300 МВт. Процесс пуска турбин в дальнейшем ведут,
166
одновременно увеличивая тепловую мощность реактора и постепенно
повышая параметры пара до номинальных. Примерная продолжитель-
ность основных этапов пуска ЯППУ после длительного простоя такова
[9]: подготовка систем реактора к пуску и выходу на МКУ занимает
не менее 5—6 ч, вывод реактора на МКУ требует 1—2 ч, подготовка
турбоустановки к толчку и выходу на холостой ход занимает не
менее 5—6 ч.
Пуск ЯППУ с реактором РБМК после кратковременного простоя.
За короткое время (при остановах под действием технологических
защит или по другим причинам) обычно не происходит расхолаживания
ЯППУ. При кратковременных остановах не производится также опера-
ций физического пуска реактора. В таких условиях после устранения
причин останова реактора или блока производят пуск реактора и вывод
его на мощность. Специфическая особенность пуска реактора после
кратковременного простоя связана с нестационарным ксеноновым
отравлением (см. § 5.3), для преодоления которого необходим доста-
точный оперативный запас реактивности. При эксплуатации реакторов
РБМК наложен запрет на пуск в течение суток после аварийного оста-
нова, так как реактор попадает в йодную яму через 1—2 ч и поспешные
действия персонала могут привести к ошибкам.
Принципиально пусковые операции после кратковременного про-
стоя не отличаются от аналогичных операций после длительного про-
стоя, но в первом случае может быть допущен вдвое более высокий
темп пуска.
Останов ЯППУ. Так как давление пара в одноконтурных тепловых
схемах энергоблоков с реакторами РБМК непосредственно влияет на
нейтронно-физические характеристики активной зоны реакторов, вызы-
вая изменение их реактивности, нормальную разгрузку энергоблоков
этого типа с заданного уровня электрической мощности до выхода
на холостой ход ведут при постоянном давлении в барабанах-сепара-
торах. Скорость снижения тепловой мощности реактора при этом лими-
тируется скоростью разгрузки турбин, которая для энергоблоков
РБМК-1000 составляет 33-80 кВт/с. После снижения мощности турбо-
генераторов до уровня нагрузки собственных нужд генераторы отклю-
чают от сети, а электрическое питание собственных нужд переводят
на пуско-резервные трансформаторы АЭС. После этого реактор заглу-
шают вводом в его активную зону всех стержней СУЗ. Отвод теплоты,
выделяющейся в процессе завершения цепной реакции, а в дальнейшем
при радиоактивном распаде продуктов деления, что необходимо для
предотвращения разгерметизации оболочек твэлов, и расхолаживание
КМПЦ производят, обеспечивая постоянный проток теплоносителя
по всем технологическим каналам. Для этого образующийся в активной
зоне за счет остаточного тепловыделения пар направляется через БРУ-К
в основные или специальные технологические конденсаторы. Допусти-
мая скорость снижения температуры теплоносителя при этом составляет
167
блока и его системы подготавливают к энергетическому пуску с выхо-
дом сначала в критическое состояние, а затем на заданный уровень
мощности. В процессе энергетического пуска проводят эксперименты
по определению эффектов и коэффициентов реактивности.
В расхоложенном состоянии температура теплоносителя в КМПЦ
не превышает 323—353 К, а температура графитовой кладки — 373 К.
В процессе энергетического пуска производится разогрев КМПЦ.
В начальный период пуска температура теплоносителя повышается
до 423-433 К за счет теплоты, выделяемой при работе ЩН. После
установления нормальных уровней в барабанах-сепараторах на каждой
стороне КМПЦ включают в работу не менее чем по два ЩН. Скорость
подъема температуры при этом регулируют с помошью систем подпитки
и расхолаживания реактора. На следующем этапе температура тепло-
носителя повышается за счет теплоты, выделяемой в активной зоне
реактора. После выхода на МКУ в подкригическом состоянии реактор
выводят в критическое состояние, извлекая из активной зоны стержни
СУЗ. Последовательность и темп извлечения стержней-поглотителей,
производимого в соответствии с требованиями ядерной безопасности,
строго регламентируются в эксплуатационных инструкциях. При любом
пуске предусматривается такая последовательность извлечения стержней
СУЗ из активной зоны: сначала выводятся стержни быстродействующей
аварийной защиты, затем — стержни автоматического регулирования
и в последнюю очередь — стержни ручного регулирования.
При разогреве КМПЦ скорость повышения температуры тепло-
носителя не должна превышать 10 К/ч. Должны при этом поддержи-
ваться в допустимых пределах также скорости прогрева отдельных
узлов и металлоконструкций реактора и другого оборудования ЯППУ.
В каждом технологическом канале реактора должен быть обеспечен
надежный теплоотвод от ТВС с требуемым запасом до кризиса тепло-
обмена. Для этого до пуска реактора даже на самую малую мощность
обеспечивают путем подрегулировки каждого канала требуемый ему
расход теплоносителя. Фактический расход теплоносителя каждым
технологическим каналом в процессе эксплуатации непрерывно контро-
лируется измерительно-информационным комплексом "Скала".
При повышении тепловой мощности реактора до минимального
допустимого уровня обеспечивают охлаждение графитовой кладки
продувкой ее химически чистым азотом. Повышение мощности реак-
тора, разогрев КМПЦ и других систем энергоблока проводят постепенно,
с соблюдением всех требований регламента. На отдельных этапах пуска
делают выдержки в течение определенного времени с целью выравни-
вания поля энерговыделения по активной зоне. В процессе разогрева
КМПЦ повышается давление пара в барабанах-сепараторах. Когда оно
возрастает до 1,47—1,96 МПа, начинают подготовку к пуску паротур-
бинных установок. Эта работа проводится при тепловой мощности
реактора 280—300 МВт. Процесс пуска турбин в дальнейшем ведут,
166
одновременно увеличивая тепловую мощность реактора и постепенно
повышая параметры пара до номинальных. Примерная продолжитель-
ность основных этапов пуска ЯППУ после длительного простоя такова
[9]: подготовка систем реактора к пуску и выходу на МКУ занимает
не менее 5—6 ч, вывод реактора на МКУ требует 1—2 ч, подготовка
турбоустановки к толчку и выходу на холостой ход занимает не
менее 5—6 ч.
Пуск ЯППУ с реактором РБМК после кратковременного простоя.
За короткое время (при остановах под действием технологических
зашит или по другим причинам) обычно не происходит расхолаживания
ЯППУ. При кратковременных остановах не производится также опера-
ций физического пуска реактора. В таких условиях после устранения
причин останова реактора или блока производят пуск реактора и вывод
его на мощность. Специфическая особенность пуска реактора после
кратковременного простоя связана с нестационарным ксеноновым
отравлением (см. § 5.3), для преодоления которого необходим доста-
точный оперативный запас реактивности. При эксплуатации реакторов
РБМК наложен запрет на пуск в течение суток после аварийного оста-
нова, так как реактор попадает в йодную яму через 1-2 ч и поспешные
действия персонала могут привести к ошибкам.
Принципиально пусковые операции после кратковременного про-
стоя не отличаются от аналогичных операций после длительного про-
стоя, но в первом случае может быть допущен вдвое более высокий
темп пуска.
Останов ЯППУ. Так как давление пара в одноконтурных тепловых
схемах энергоблоков с реакторами РБМК непосредственно влияет на
нейтронно-физические характеристики активной зоны реакторов, вызы-
вая изменение их реактивности, нормальную разгрузку энергоблоков
этого типа с заданного уровня электрической мощности до выхода
на холостой ход ведут при постоянном давлении в барабанах-сепара-
торах. Скорость снижения тепловой мощности реактора при этом лими-
тируется скоростью разгрузки турбин, которая для энергоблоков
РБМК-1000 составляет 33-80 кВт/с. После снижения мощности турбо-
генераторов до уровня нагрузки собственных нужд генераторы отклю-
чают от сети, а электрическое питание собственных нужд переводят
на пуско-резервные трансформаторы АЭС. После этого реактор заглу-
шают вводом в его активную зону всех стержней СУЗ. Отвод теплоты,
выделяющейся в процессе завершения цепной реакции, а в дальнейшем
при радиоактивном распаде продуктов деления, что необходимо для
предотвращения разгерметизации оболочек твэлов, и расхолаживание
КМПЦ производят, обеспечивая постоянный проток теплоносителя
по всем технологическим каналам. Для этого образующийся в активной
зоне за счет остаточного тепловыделения пар направляется через БРУ-К
в основные или специальные технологические конденсаторы. Допусти-
мая скорость снижения температуры теплоносителя при этом составляет
167
10 К/ч. После поочередного останова ГЦН циркуляцию теплоносителя
первое время обеспечивают включением специальных насосов расхола-
живания. После снижения температуры теплоносителя в КМПЦ до 373 К
эти насосы выключают и дальнейшее расхолаживание проводят при есте-
ственной циркуляции в КМПЦ. Эта циркуляция обеспечивается раз-
ностью плотности теплоносителя в необогреваемых опускных трубах
К
800
Ш
0 15 30 ч
Рис.5.13. Изменение температуры теплоносителя (7) и графитовой кладки ре-
актора (2) при расхолаживании контура многократной принудительной цирку-
ляции в процессе планового останова энергоблока РБМК-1000
КМПЦ от барабанов-сепараторов к нижним водяным коммуникациям
и в технологических каналах, где происходит нагрев его за счет остаточ-
ного тепловыделения в активной зоне. По мере снижения температуры
теплоносителя уменьшается также температура графитовой кладки
реактора (рис. 5.13). ЯППУ считается расхоложенной при достижении
температуры теплоносителя 343—353 К.
5.5. Особенности пуска и останова ЯППУ с реакторами БН
Технология пуска. Тепловые схемы рассматриваемого типа энерго-
блоков - трехконтурные. Теплоноситель первого контура (жидкий
натрий), отводящий теплоту, выделяемую в активной зоне и зоне
воспроизводства, радиоактивен. Натрий бурно (вплоть до пожара
и взрыва) реагирует при соприкосновении с водой (или водяным па-
ром) и воздухом. Чтобы предотвратить радиоактивный выброс при
появлении течей в поверхностях нагрева парогенераторов, применяют
второй (промежуточный) контур с чистым (нерадиоактивным) натрием,
разделяющий воду и радиоактивный натрий. Особенности наладки
и пуска связаны прежде всего с использованием расплавленных щелоч-
ных металлов (натрия, а в некоторых системах - сплава натрий-калий)
168
т
Л
^"с^—', _
1'
t
в качестве теплоносителя первого и второго основных контуров и ряда
вспомогательных систем [44]. Температуры плавления жидких метал-
лов выше температуры наружного воздуха. Поэтому заполнению конту-
ров должны предшествовать получение жидкого металла и разогрев
контуров. Из-за отмеченной выше высокой агрессивности расплавлен-
ных шелочных металлов при заполнении всех контуров должен быть
исключен контакт с воздухом и содержащимися в нем парами воды.
Для этого заполнение контуров жидким металлом производят в среде
инертного газа (аргона). Пуску ЯППУ предшествуют также проверка
прочности и плотности жидкометаллических систем, их осушка, запол-
нение инертным газом, разогрев до 473 К, заполнение жидким металлом,
очистка теплоносителя, обкатка насосов и других механизмов, исследо-
вание гидравлических процессов в системе, режимная наладка. Перед
разогревом контуров и их заполнением натрием должны быть смонти-
рованы, налажены и опробованы механизмы СУЗ, опробованы электро-
двигатели циркуляционных насосов первого и второго контуров.
Разогрев оборудования и трубопроводов большинства систем произ-
водится электрообогревом со скоростью, определяемой допустимыми
температурными перепадами в конструктивных элементах. Обычно
допускают скорости повышения температуры в пределах от 5 до
30 К/ч. Первый контур разогревают циркуляцией горячего газа внутри
реактора, благодаря чему прогреваются внутриреакторные конструкции.
Циркуляция газа в реакторе БН-350 производится штатными электро-
насосами. Теплота к газу подводится от штатных электронагревателей
контура, а также от натрия, циркулирующего в двух петлях второго
контура. Разогрев до температуры 473—513 К занимает примерно II сут.
В первом контуре энергоблока БН-600 применены насосы с гидростати-
ческими подшипниками, конструкция которых исключает возмож-
ность их работы в газовой среде. Для организации циркуляции газа
в первом контуре этого блока применены специальные газодувки.
Разогрев первого контура такого блока до температуры 433—463 К
занимает 14 сут.
Натрий поставляется на АЭС в твердом состоянии в железнодорож-
ных цистернах. Контакт его с воздухом и водой при перевозке устра-
няется применением инертного газа. Поступивший натрий после рас-
плавления в цистерне перекачивается в баки для хранения. Для очистки
натрия от примесей применяют специально сооруженные на АЭС уста-
новки для получения натрия реакторной чистоты. При заполнении кон-
туров натрий перекачивается в них из баков с помощью электромагнит-
ных насосов. При заполнении второго контура третий контур не запол-
нен водой, что облегчает наладку, контроль герметичности парогенера-
торов, получение данных о содержании водорода в натрии и газе, не
опасаясь протечек воды и не совмещая во времени наладку различных
систем.
169
Перед заполнением натриевых контуров должна быть обеспечена
чистота их полостей. Загрязнения последних в процессе монтажа могут
стать источником загрязнения натрия и причиной затруднений и задерж-
ки при пуске блока. Кислотные или водные промывки, широко при-
меняемые на ТЭС и АЭС других типов, для натриевых контуров не ре-
шают полностью вопросов очистки, но требуют длительной задержки
из-за необходимости последующей осушки контура. Поэтому чистота
контуров должна быть обеспечена в процессе монтажа выбором
и неукоснительным соблюдением организации, технологии и контроля
монтажных работ. После заполнения контуров жидким натрием с по-
мощью циркуляционных насосов проводится натриевая промывка
прокачкой натрия с температурой 653 К.
Герметичность натриевых систем проверяется при глубоком ва-
кууме с помошью гелиевых течеискателей. Гидравлические испытания
проводятся при давлениях, превышающих расчетные. Трудности при
испытаниях связаны с тем, что давление в разных частях контура разли-
чается в несколько раз. Для преодоления этого приходится обычно
разделять испытания. Так, для первого контура блока БН-350 сначала
испытываются на максимальное давление напорные трубопроводы,
затем — на более низкое давление весь контур. После разогрева ЯППУ
испытываются и налаживаются механизмы перегрузки топлива, испы-
тывается система СУЗ и информационно-вычислительная система блока,
проводится проверка систем безопасности, технологических защит
и блокировок, системы энергоснабжения собственных нужд блока.
После этих подготовительных работ начинается физический пуск
реактора, в процессе которого формируются активная зона и зона
воспроизводства. Сначала загружаются ТВС зоны воспроизводства.
Затем производится загрузка ТВС активной зоны, после чего реактор
выводится на МКУ. В процессе формирования активной зоны прово-
дятся предусмотренные программой пуска нейтронно-физические экс-
перименты. После их завершения производится постепенное увеличение
мощности и выполняются подготовительные работы к пуску турбоуста-
новок.
Особенности останова ЯППУ с реакторами БН. Эти особенности
определяются свойствами натриевого теплоносителя. Повышенная
температура плавления натрия (371 К) создает принципиальную опас-
ность затвердевания его в оборудовании и трубопроводах. Поэтому
в процессе останова и в режимах простоя должны быть в работе
системы обогрева первых двух контуров с тем, чтобы поддерживать
теплоноситель в жидком состоянии. Чтобы предотвратить контакт
натрия с воздухом, перегрузку ТВС проводят без вскрытия реактора
с помошью дистанционно управляемых герметичных механизмов,
а ремонтные работы — с использованием технологии шлюзования,
исключающей прямой контакт натрия с воздухом.
170
5.6. Пуск и останов паротурбинной установки
Общие положения. Режимы пуска турбоустановок АЭС в большой
мере зависят от типа реактора и турбин, тепловой схемы блока, а также
состояния турбины перед пуском. Для энергоблоков АЭС применяют
схемы как моноблочные (одна турбина на один реактор), так и дубль-
блочные (две турбины на один реактор). Блоки с реакторами ВВЭР-440
и РБМК имеют по две турбины на один реактор, блоки с реакторами
ВВЭР-1000 (кроме V блока Нововоронежской АЭС, выполненного
по дубль-блочной схеме) — по одной турбине на один реактор. В отдель-
ных случаях применяют большее число турбин на один реактор. Так,
в энергоблоках с реакторами БН-600 и ВВЭР-365 на один реактор при-
ходится по три турбины. В некоторых энергоблоках реактор одного
и того же типа работает с турбинами разных типов. Так, для энерго-
блока ВВЭР-1000 заводами стран СНГ выпускаются два типа
турбин: ПОАТ ХТЗ выпускает тихоходную турбину К-1000-60/1500
с частотой вращения 25 с"', а ПОТ ЛМЗ - быстроходную турбину
К-1000-60/3000 с частотой вращения 50с-1. Обе турбины различаются
конструктивно (в том числе количеством и типом цилиндров) и имеют
отличающиеся тепловые схемы. Для большинства энергоблоков (с реак-
торами ВВЭР и РБМК) применяются влажнопаровые турбины. Вместе
с тем для некоторых типов блоков (например, с реакторами АМБ
и БН) применяют турбины, работающие на перегретом паре.
Тепловое состояние. Скорость пуска турбоустановки определяется
тепловым состоянием турбины, характеризуемым температурами метал-
ла основных элементов конструкции (цилиндров, коробок клапанов,
трубопроводов) в характерных точках, а также тепловыми расшире-
ниями цилиндров и ротора. Характеристикой теплового состояния мож-
но считать температуры паровпускной части турбины и главного паро-
провода между ЯППУ и стопорными клапанами. Различают пуски турбин
из "холодного", "неостывшего" и "горячего" состояний. Тепловое
состояние перед пуском зависит от технологии останова и последующего
остывания, а также от длительности простоя турбины. Пуски из
"неостывшего" и "горячего" состояний соответствуют исходным темпе-
ратурам металла, превосходящим соответственно 373 и 423 К* .
Поступление пара, более горячего, чем металл, вызывает процесс
его прогрева. Прогрев толстостенных элементов конструкции, в ряде
случаев несимметричных из-за наличия фланцев, подсоединения паро-
проводов, наличия узлов сложной конфигурации (корпуса клапанов
и т.п.), связан с температурными перепадами. Следствием обусловлен-
ного этим неравномерного расширения волокон металла в зонах с раз-
* Нередко для турбин насыщенного пара технологии пуска из "горячего"
и "неостывшего" состояний не разграничивают 160].
171
ной температурой являются температурные напряжения в узлах и эле-
ментах турбины и турбоустановки.
Заметим, что определенная неравномерность температурного поля,
характеризуемая разностью температур AT — Тх — Т2, где Т^ и Т2 ~
соответственно температуры на обогреваемой и необогреваемой поверх-
ностях элемента, обычно существует и в стационарных режимах. При
скачкообразном ступенчатом изменении температуры греющей среды
Tip (температурном ударе) неравномерность температурного поля
AT увеличивается и спустя относительно короткое время t* после
начала процесса достигает мгксимума (рис. 5.14. а). Через некоторое
Рис.5-14 Прогрев цилиндра турбины при скачкообразном (а) и меняющемся
по линейному закону (б) изменении температуры греющей среды
время после начала процесса, которому соответствует число Фурье
Fo > 0,5, наступает регулярный режим, характеризуемый
изменением температуры по экспоненциальному закону,
г*у-Tin ,„,
Тгр - 740)
Множитель m в показателе степени в этом соотношении, называемый
темпом нагрева (или охлаждения), одинаков для всех точек
тела:
7Vp " T«i)
In—
д Tiv ~ T{tг)
где tx и r2 — последовательные моменты времени.
Если температура греющей среды меняется по линейному закону,
то спустя некоторое время после начала процесса наступает квазиста-
172
ционарный режим, характеризующийся линейным изменением во вре-
мени температур всех точек тела (рис. 5.14, б). При этом изменяется
только уровень температур, распределение же температуры по толщине
стенки соответствует закону параболы и сохраняется неизменным.
Перепад температур по толщине AT пропорционален скорости про-
грева.
При определении температурного состояния металла следует иметь
в виду, что пуск турбины производится воздействием на те или иные
дроссельные устройства. В зависимости от степени дросселирования
пара в этих управляющих органах и давления перед ними состояние
пара за ними может оказаться существенно различным: при малых
давлениях насыщенного пара, подводимого к управляющему органу,
пар после дросселирования становится перегретым, при больших же
значениях исходного давления (больше 3 МПа) насыщенный пар ста-
новится влажным, а при очень большом дросселировании — перегретым.
Поскольку коэффициенты теплоотдачи от перегретого и влажного
пара к металлу отличаются почти на два порядка, это обстоятельство
необходимо учитывать при определении темпа прогрева и термонапря-
женного состояния металла.
Поскольку непосредственное измерение напряжений в эксплуата-
ционных условиях затруднительно, на практике широко используют
контроль разностей температур в различных точках статора. Как пока-
зали расчеты и результаты пусковых испытаний [34], основным показа-
телем, лимитирующим скорость разворота и нагружения влажнопаровых
турбин, являются температурные напряжения во фланцевом соеди-
нении наружного корпуса ЦВД (в районе паровпуска и первых сту-
пеней). Контроль термонапряженного состояния производят обычно,
измеряя перепад температуры по ширине фланца. Этот перепад явля-
ется одним из важнейших показателей, с помощью которого контроли-
руется ведение эксплуатационного режима. Для турбин энергоблоков
ВВЭР допустимый перепад температуры составляет 60—90 К в зависи-
мости от материала и конструкции корпуса, а также предполагаемых
условий работы.
Для мощных турбин АЭС применяют массивные роторы и доста-
точно тонкостенные цилиндры, вследствие чего роторы прогреваются
мехтеннее цилиндров. С одной стороны, из-за этого возможны большие
напряжения в роторах, чем в корпусах цилиндров, а с другой — темпера-
турные расширения ротора при его большой длине оказываются меньше,
чем расширения статора турбины. При неблагоприятных условиях сме-
щение ротора относительно статорных деталей может превзойти зазоры
между вращающимися и неподвижными элементами, что приведет
к их задеванию и локальному разогреву. Это может стать причиной
аварии. Поэтому относительное перемещение ротора является одним
из лимитирующих факторов при пуске.
173
Прогрев корпусов цилиндров турбины при пуске определяется
скоростью изменения температуры греющего пара, которая, в свою
очередь, обусловлена скоростью открытия регулирующих клапанов
и связана со скоростью повышения частоты вращения.
Осуществить измерение температур роторов в эксплуатационных
условиях чрезвычайно сложно. Поэтому на практике штатный экс-
плуатационный контроль температурного состояния роторов обычно
не применяется. Лишь в самое последнее время начинают находить
применение аналоговые и цифровые устройства контроля за прогревом
роторов. Поэтому в тех случаях, когда фактором, лимитирующим
скорость пуска, является разность температур по толщине ротора,
пусковые карты-графики разрабатывают на основе расчетного анализа
эксплуатационных ситуаций [34].
Роторы цилиндров, расположенных за СПП. омываются паром,
диапазон изменения температуры которого лишь немногим меньше,
чем свежего пара. В отечественных конструкциях влажнопаровых турбин
наибольшее распространение получили сварные роторы низкого давле-
ния. Ограничения, связанные с допустимым темпом прогрева таких
роторов, обусловлены необходимостью предотвращения их хрупкого
разрушения. Прогрев корпусов и роторов, расположенных за СПП,
может регулироваться с помощью специального регулирующего органа
на байпасной линии, обводящей запорную задвижку подвода греющего
пара к СПП.
При пуске влажнопаровых турбин следует иметь в виду, что во
время разворота и в начальный период нагружения, которым соответ-
ствуют малые расходы пара турбиной, из-за большого дросселирования
в регулирующих клапанах в турбину входит перегретый пар, состояние
которого характеризует точка А на рис. 5.15. При пуске турбины из
"холодного" состояния температура этого пара выше температуры
металла. Поэтому происходит частичная конденсация пара, вследствие
чего на поверхности металла образуется пленка влага и теплообмен
металла происходит не с перегретым паром, а с этой пленкой при вы-
соких значениях коэффициента теплоотдачи. Однако могут быть зоны
внутренней поверхности корпуса, свободные от влаги (особенно в верх-
ней части цилиндра), а в процессе прогрева может происходить частичное
испарение влаги и в других зонах. В результате возможно возникно-
вение неравномерности тепловых потоков от пара к металлу по окруж-
ности цилиндра, что может само оказаться причиной температурных
напряжений и деформаций.
При пусках же из "горячего" состояния температура металла в мо-
мент разворота ротора и при малых нагрузках турбины может оказаться
выше температуры сильно сдросселированного пара. При этом поверх-
ности металла будут омываться перегретым паром с существенно мень-
шими значениями коэффициента теплоотдачи и обусловленным этим
174
меньшим темпом прогрева металла. С ростом расхода по мере набора
мощности дросселирование пара в клапанах уменьшается и пар ста-
новится влажным (точка В). Так как коэффициент теплоотдачи от
важного пара к металлу намного выше, чем от перегретого пара к ме-
таллу, такой переход резко увеличивает поток теплоты, восприни-
маемый металлом корпуса и ротора, что объективно увеличивает нерав-
номерность температурного поля и обусловленные им температурные
напряжения.
Л.
^-
5
Рис.5-15- Изменение состояния пара после регулирующих клапанов на Ля-диаг-
рамме при пуске турбины (х степень сухости пара, h — энтальпия, s —
энтропия)
На практике применяют как пуск турбины паром номинальных
параметров [6], так и пуск паром скользящих параметров. В последнем
случае толчок турбины производится ранее, чем в ЯППУ будет достиг-
нуто номинальное давление пара, и прогрев турбины и ее последующее
нагружение производятся параллельно с повышением параметров пара
[9]. Пуск турбины при скользящих параметрах пара, широко приме-
няемый в практике эксплуатации турбин блочных ТЭС, позволяет
сократить время пуска, а также уменьшить температурные напряжения
в результате прогрева холодных элементов турбины паром более низ-
кой температуры. Набор мощности турбиной проводится параллельно
с увеличением тепловой мощности реактора. Пуск дубль-блока в общем
случае сложнее, чем пуск моноблока [60]. При двух или большем
числе турбин они пускаются поочередно, вследствие чего условия их
пуска неодинаковы. Так, в дубль-блоках с реакторами ВВЭР пуск
первой турбины производят при скользящем давлении пара, а пуск
второй — при номинальном. Пуск обеих турбин блоков РБМК произ-
водится при параметрах пара, близких к номинальным, поскольку
изменение давления пара и обусловленное им изменение объемного
паросодержания в технологических каналах реактора влияет на его
реактивность.
175
Пусковые программы (алгоритмы). При проектировании турбины
заводами-изготовителями и научно-исследовательскими организациями
выполняется комплекс исследований термонапряженного состояния
турбины при различных (в том числе пусковых) эксплуатационных
режимах. На основе этих расчетов разрабатываются рекомендуемые
для эксплуатационного персонала программы пуска турбоустановок
из различных тепловых состояний. Применяют два типа пусковых про-
грамм: временные и лимитные (параметрические).
О 10 20 30 мин
Рис.5.16. Временная программа-задание повышения частоты врашения ротора
турбины К-220-44 при пуске се из различных тепловых состояний, определяемых
температурой паровпускной части 11ВД
Временные программы, жестко связывающие значения
регулируемых параметров, которые должны поддерживаться при пуске,
с моментом времени, являются простейшим способом организации
непрерывного управления. Обычно такие программы задают в виде
спектра функций изменения регулируемого параметра во времени
в зависимости от исходного (предпускового) температурного состояния
турбины (рис. 5.16). Обратная связь в ходе пуска при временной про-
грамме сводится к проверке того, что контролируемые показатели
состояния оборудования не отклоняются за допустимые пределы. При
нарушении этого программа приостанавливается или производится
возврат программы на один-два шага с заданной скоростью. Безусловно,
даже несколько характерных временных программ не смогут учесть
все многообразие конкретных ситуаций, которые могут возникнуть
в Процессе пуска, в частности из-за разных исходных условий, различ-
ного качества изоляции (которое может изменяться в процессе экс-
плуатации) , неодинакового ведения пуска и по другим причинам. Вслед-
ствие этого допустимые значения параметров приходится выбирать
с большим запасом, что увеличивает продолжительность пуска и не
176
позволяет полностью использовать маневренные возможности обору-
дования [30]. Достоинства временных программ состоят в относи-
тельной простоте их реализации и в предсказуемости изменения регу-
лируемых параметров во времени. Именно эти достоинства определяют
тот факт, что до настоящего времени временные программы исполь-
зуются довольно часто для управления пусковыми операциями (в том
числе и при автоматизации пусков [36]).
Лимитные программы пуска базируются на измерении
температур и скоростей их изменения в наиболее опасных точках тур-
бины, паропроводов и других элементов блока и на сравнении полу-
ченных значений с заранее определенными, предельными допустимыми
их значениями. В некоторых случаях измеряются разности температур
в различных точках корпуса или разности температур пара и металла.
Тот параметр, значение которого в данный момент пуска оказывается
ближе всех к допустимому, выбирается в качестве ведущего. При-
менение лимитных программ открывает возможности оптимизации
пусковых режимов. Оптимальным является пуск, при котором
в любой момент времени значение ведущего параметра равно допусти-
мому. Такой пуск требует минимального времени. Вместе с тем в любой
момент пуска при этом значения каждого из параметров не превышают
допустимых. Действительно, если ведущий параметр меньше допусти-
мого, то скорость пуска может быть увеличена без превышения
остальными параметрами их допустимых значений. Если же ведущий
параметр окажется выше допустимого предельного значения, это свя-
зано с опасностью для турбины и сокращением ее долговечности. В про-
цессе пуска может возникнуть ситуация, когда предельного допустимого
значения достигнет какой-либо другой параметр. При этом происходит
смена ведущего параметра и дальнейший пуск производится в соответ-
ствии со значениями нового ведущего параметра.
Заметим, что максимальные температуры или их разности дости-
гаются не в момент перемещения органов управления, а спустя неко-
торое время, измеряемое обычно несколькими минутами (см.
рис. 5.14. а). Осуществляя то или иное управляющее воздействие,
эксплуатационный персонал не знает с достаточной точностью его по-
следствий, действуя, по существу, вслепую. Из-за этого само по себе
применение лимитных программ не гарантирует ни минимальной про-
должительности пуска, ни того, что в какой-либо момент не будут пре-
вышены предельные допустимые значения регулируемых параметров.
С целью оптимизации пуска отечественными турбинными заводами
в качестве советчиков оператору применены прогнозирующие
автоматы, представляющие собой цифровые или аналоговые вы-
числительные устройства, определяющие температуры в характерных
точках или их разности. В основу метода положено допущение, что
к расчету прогрева деталей турбин может быть применена теория регу-
лярного режима, согласно которой разность между текущим и уста-
177
новившимся значениями температуры в произвольной точке тела экспо-
ненциально приближается к нулю. Установившееся значение принимается
равным температуре греющей среды. В вычислительное устройство
вводят показания первичных измерительных преобразователей, изме-
ряющих температуры пара и металла в стопорных клапанах и различ-
ных точках корпуса и ротора. При изменении температуры греющей
среды, являющемся возмущением, быстро вычисляется предстоящий
переходный процесс изменения температуры металла. Найденные темпе-
ратуры и их разности сравнивают с допустимыми. В зависимости от
результата сравнения принимается решение о возможности ускорения
или необходимости замедления процесса пуска.
Прогнозирующие автоматы наряду с использованием их в качестве
советчиков оператору при ручном пуске могут быть включены также
составными элементами в системы автоматизации пуска.
Лимитные программы, в свою очередь, могут быть реа:шзованы
двояко: либо прямым регулированием температур металла или пара
на основе их измерения, либо управлением, законы которого форми-
руются на базе расчетов [36]. Возможна также комбинация этих спо-
собов.
Подготовка к пуску. После монтажа или ремонта оборудования
проводится кислотная промывка трубопроводов для очистки их от
монтажных и ремонтных загрязнений. Убедившись в исправности запор-
ной арматуры, системы парораспределения, системы регулирования
и защиты, контрольно-измерительных приборов, включают масляную
систему и валоповоротное устройство турбины. Деаэратор и баки запол-
няются обессоленной водой, из контура выводятся продукты стояноч-
ной коррозии. Производится разогрев всей системы до температуры,
определяемой давлением, обеспечивающим нормальную работу БРУ-Д.
Подается пар к концевым уплотнениям турбины. После этого вклю-
чаются пусковые, а затем основные эжекторы, отсасывающие воздух
из конденсатора и создающие в нем вакуум.
Прогрев корпусов клапанов свежего пара производится до толчка
турбины. Греющей средой является свежий пар, который прогревает
главные паропроводы и корпуса стопорных клапанов при закрытых
регулирующих клапанах. Сброс греющей среды производится через
дренажно-иродувочную систему. Прогрев отсечных клапанов промежу-
точного перегрева, как правило, совмещается с разворотом и нагру-
жением турбины.
К моменту начала прогрева паропроводов и корпусов клапанов
ЯППУ уже находится в работе. Пар при этом циркулирует по пусковой
схеме (см. рис. 5.4). Из главного паропровода свежий пар через БРУ-К
сбрасывается в конденсатор. Питательная вода с помощью уже находя-
щихся в работе конденсатных и питательных насосов возвращается
в ЯППУ. При прогреве главных паропроводов из них удаляют воздух
открытием вентилей воздушников на паровых коллекторах, паропро-
178
водах и БРУ-К. Для удаления влаги, получаемой при конденсации пара
на холодных поверхностях паропроводов, открывают вентили дренажей.
При прогреве скорость повышения температуры не должна превышать
5 К/мин. Управляют скоростью прогрева, изменяя степень открытия
задвижки за парогенератором.
Пуск из "холодного" состояния. После прогрева паропроводов
и корпусов клапанов открытием регулирующих клапанов в результате
воздействия на механизм управления турбиной (МУТ) производится
толчок ротора турбины. В момент толчка давление пара составляет
примерно 1—1,5 МПа для энергоблоков ВВЭР и 3,9—4,4 МПа для блоков
РБМК [9]. Прогрев корпусов и роторов всех цилиндров турбины произ-
водится в процессе ее разворота и нагружения. В процессе вывода турбин
на холостой ход тепловую мощность реактора повышают до 8—10%
номинального значения.
В процессе разворота турбины делают несколько ступеней вы-
держки, при которой убеждаются в отсутствии задеваний вращающихся
элементов о неподвижные и в нормальном состоянии турбины, прове-
ряют функционирование контрольно-измерительных приборов, сигна-
лизации и работу регуляторов, после чего продолжают разворот турбины
со скоростью, определяемой температурным состоянием, вплоть до
достижения номинальной частоты вращения. В процессе разворота
турбины запрещается задержка в диапазонах частот вращения, близких
к критическим. По ходу разворота ведется контроль за температурным
состоянием турбины, осевым смещением роторов, их относительным
расширением или укорочением и другими технологическими парамет-
рами.
После выхода на холостой ход, проверки показаний КИП, характе-
ризующих работу турбоагрегатов, испытания (если это предусмотрено
программой пуска) автоматов безопасности проводится синхронизация
турбогенератора и включение его в сеть с набором небольшой мощности
(2—4% номинальной). Начальная нагрузка, принимаемая после включе-
ния генератора в сеть, определяется температурным состоянием тур-
бины. Чем выше температура паровпускной части турбины, тем большую
долю номинальной мощности турбины составляет ее первоначальная
нагрузка [48].
Убедившись в нормальной работе оборудования, воздействием
на МУТ начинают набор электрической мощности. Скорость увеличения
мощности определяется температурным состоянием турбины. Факти-
чески набор мощности ведется ступенями (рис. 5.17), которые не
должны превышать 5 МВт для блока ВВЭР^40. Для блока РБМК-1000
с целью выравнивания поля энерговыделения в реакторе и стабили-
зации параметров делаются выдержки по 5 ч при нагрузках 25 и 50%
номинальной и 24 ч — при мощности, равной 70% номинального зна-
чения. Повышение мощности от 70 до 100% номинальной для блоков
РБМК производится малыми ступенями (не более 5% номинальной
179
мощности) с выдержкой на каждой ступени до 3 ч. Для блоков ВВЭР
аналогичные выдержки составляют не менее 3 ч при мощности 30%
номинальной, 10—12 ч при мощности 60—70% номинальной и 24 ч при
мощности 80—90% номинального значения. Дальнейший выход на номи-
нальную мощность производится за 2—3 ч [9J. Таким образом, суммар-
ное время набора мощности блоками ВВЭР достигает 40—45 ч, блоками
РБМК - 60-72 ч.
1500
1250
1000
750
500
250
0
- 3000
-
- 2000
-
- 1000
Рис.5-17. График набора мощности энергоблоком РБМК-1000
1 — электрическая мощностьРэ; 2 — температура теплоносителя Т в КМПЦ; 3 —
тепловая мощность реактора Q ; сплошные линии -- процесс набора мощности
после длительного простоя; штриховые линии — процесс набора мощности после
кратковременного простоя; т— время после останова
На первом этапе набора мощности турбиной в нее идет только
часть пара, генерируемого ЯППУ; остальная часть его через БРУ-К в об-
вод турбины направляется в конденсатор. В дальнейшем нагружение
турбины производят одновременно открытием регулирующих клапа-
нов турбины и прикрытием клапанов БРУ-К. После полного отключе-
ния БРУ-К расход пара увеличивают, повышая давление перед турбиной
и увеличивая тепловую мощность реактора.
Одновременно с пуском турбины включают ПНД и СПП. Подо-
греватели высокого давления включают после набора мощности турби-
ной примерно до 50% номинальной. Перед включением подогревателей
проверяют сигнализацию, блокировки и защиты от повышения уровня
конденсата греющего пара, а также плотность трубных пучков.
Пуск из "неостывшего" и,горячего „состояний. Турбина находится
в "неостывшем" или "горячем" состоянии после вывода в резерв на
ночь или после короткой остановки, вызванной, например, ложным
180
¥
h
1
j
i
г I
1—'
Г/
--\
3
У
\
\^
"S
Г-
S
J%
•с
20
40
60
800
-600
400
200
0
срабатыванием защиты. При этом температурное состояние турбины
перед началом пуска может быть различным. После очень короткого
простоя температурное состояние турбины практически не изменится
и будет таким же, как на исходном перед остановкой режиме. В более
общем случае перед началом пуска после кратковременной остановки
температурный режим турбины оказывается нестационарным, что свя-
зано с начальными температурными напряжениями. Отличие температур-
ного поля от исходного (перед остановкой) и обусловленные им темпе-
ратурные напряжения и деформации будут тем меньше, чем лучше
изоляция турбины. Для сохранения температурного состояния турбины
применяются также специальные эксплуатационные меры: обогрев
наиболее ответственных элементов турбины и турбоустановки, вывод
турбины в горячий резерв (в том числе в горячий вращающийся резерв,
связанный с ее вращением с пониженной частотой за счет пропуска
небольшого количества пара, перевод на моторный режим и др.). Пуск
турбины из рассматриваемых тепловых состояний проводят после
достижения номинальных параметров свежего пара, чтобы не допустить
соприкосновения неостывшего металла с более холодным паром и свя-
занного с этим захолаживания турбины перед дальнейшим ее прогре-
вом, что удлинило бы продолжительность пуска и увеличило бы темпе-
ратурные напряжения, причем знак этих напряжений был бы противо-
положен тому, какой имеют напряжения в процессе прогрева.
При кратковременной остановке, как правило, в работе полностью
или частично остаются все вспомогательные системы, сохраняется
вакуум в конденсаторе, а параметры пара в ЯППУ остаются близкими
к номинальным. При пуске из "горячего" состояния не требуется пред-
варительного прогрева турбины и пуск начинается с подачи пара в тур-
бину и толчка ее ротора. При этом может быть допущена тем большая
скорость разворота турбины, чем выше температура ее паровпускной
части перед началом пуска (рис. 5.16). Холостому ходу турбины соответ-
ствует расход пара 7—10% номинального. Для обычно применяемых
параметров насыщенного пара (4,4—6,5 МПа) это связано с его дроссе-
лированием в регулирующих клапанах до давления, примерно равного
0,5 МПа. Температура пара после клапанов при этом составляет
413—423 К. Так как ЦНД и ЦСД (в турбинах с цилиндром среднего
давления) перед пуском прогреты, то регулирующий клапан на линии
подвода свежего пара к СПП полностью открыт. Расход греющего пара
промежуточным пароперегревателем невелик. Это предопределяет
малое снижение давления из-за гидравлических сопротивлений в линии
подвода греющего пара к СПП. Вследствие отмеченного на холостом
ходу при пуске из "горячего" состояния устанавливается максимальная
температура пара после СПП.
После выхода турбины на холостой ход производится синхронизация
генератора и его включение в сеть. Первоначально принимаемая мощ-
ность, определяемая температурным состоянием турбины, при пусках
181
из "горячего" и "неостывшего" состояния существенно выше, чем
при пуске "холодной" турбины [60]. После кратковременной остановки
она близка к номинальной, но из-за всегда имеющихся перепадов темпе-
ратуры нагружение производится не мгновенно, а с ограниченной ско-
ростью. Подъем мощности энергоблоков ВВЭР после их кратковремен-
ных остановок проводят без ступеней выдержки. Для энергоблоков
РБМК по условиям работы ЯППУ делают такие же выдержки, как и при
пуске из "холодного" состояния. Однако темп вывода ЯППУ на эти
ступени почти вдвое выше, а продолжительность выдержки значительно
меньше, чем при пуске после длительной остановки (см. рис. 5.17).
Общая продолжительность пуска блока РБМК-1000 в рассматриваемом
случае составляет около 25 ч.
Особенности пуска турбоустановок энергоблоков с реактора-
ми БН. Блоки с реакторами БН предназначены для работы в базовом
режиме. Основным типом пуска для их турбин поэтому является пуск
из "холодного" состояния после длительного простоя. В тепловой схеме
энергоблока БН-600 на один реактор имеется три не связанные между
собой циркуляционные петли [61]. Третий контур каждой петли, вклю-
чающий в себя прямоточный парогенератор и паротурбинную установку
К-210-130-3, по существу, представляет собой моноблок парогенератор-
турбина. Турбины работают на перегретом паре с параметрами, обыч-
ными для аналогичных турбин ТЭС. Промежуточный перегрев произ-
водится натрием в специальных промперегревательных модулях паро-
генератора. Для энергоблока использованы серийные турбины
К-210-130-3 ПОТ ЛМЗ с типовыми схемами конденсационной уста-
новки, регенеративного подогрева питательной воды и пр.
Подготовка к пуску производится следующим образом [45] - Запол-
ненные водой конденсатный тракт и деаэратор разогревают до 431 К
паром из коллектора 1,3 МПа. Этим же паром прогреваются трубо-
проводы и оборудование между испарителем и пароперегревателем,
а также ПНД4. После предварительного прогрева испарителя до 433 К,
производимого для исключения тепловых ударов в его элементах,
подают питательную воду в парогенераторы, организуя ее циркуляцию
по контуру: питательный насос — трубопроводы питательной воды —
регулирующий клапан — растопочный расширитель — сбросная линия
к деаэратору и ПНД-4. При этом давление в испарителе поддерживают
на уровне 13,7 МПа, а расход тпательной воды — примерно 10% номи-
нального. В процессе последующего увеличения тепловой мощности
реактора и повышения температуры натрия во втором контуре испа-
ритель переходит в кипящий режим. После достижения перегрева пара,
выходящего из испарителя, 643 К подключают пароперегреватели.
При этом теплоноситель циркулирует по контуру: испаритель — паро-
перегреватель — паропроводы свежего пара — быстродействующая редук-
ционно-охладительная установка (БРОУ) — конденсатор турбины.
Часть пара при этом через встроенный сепаратор и растопочный расши-
182
ритель направляется в систему регенерации турбоустановки, обеспе-
чивая питание паром деаэратора, ПНД4 и других потребителей.
После завершения подготовительных работ подачей пара в турбину
производят толчок ротора и доводят частоту вращения до 500 об/мин.
Подачу пара в турбину регулируют специальными клапанами на байпас-
ных линиях, обводящих главную паровую задвижку. Стопорные и ре-
гулирующие клапаны турбины при этом полностью открыты. После
кратковременной выдержки при 500 об/мин для прослушивания тур-
бины частоту вращения ротора повышают до 1200 об/мин. Выдержка
при этой частоте составляет 1 ч для прогрева ротора ЦСД. Затем частоту
вращения ротора доводят до номинальной, производят синхронизацию
генератора и его включение в сеть. Прикрывая клапаны БЮУ и одно-
временно увеличивая расход пара турбиной, приводят его в соответ-
ствие с производительностью парогенератора. Дальнейшее нагружение
турбины определяется режимом пуска реактора.
Автоматизация пуска турбоустановок. Во время пуска и остановки
теплоэнергетического оборудования блока возникают наиболее труд-
ные эксплуатационные условия, требующие высокой оперативности
персонала в воздействии на многие регулирующие и запорные органы
при одновременном контроле большого числа непрерывно меняющихся
параметров, отклонение любого из которых за допустимые пределы
может стать причиной серьезных неполадок. Задача в значительной мере
осложняется тем, что допустимые отклонения какого-либо параметра
не являются постоянными, а зависят от совокупности значений других
режимных параметров. Вследствие этого одной из важнейших задач
комплексной автоматизации АЭС является автоматическое управление
пуском турбин. Такое управление позволяет повысить надежность
работы оборудования в пусковой период, сократить продолжительность
пуска и обусловленные этим затраты теплоты, а также облегчить труд
эксплуатационного персонала.
Ведущими турбинными заводами, создающими турбины для ядерной
энергетики, ПОАТ ХТЗ и ПОТ ЛМЗ созданы автоматизированные
системы управления турбинами (АСУТ), обеспечивающие автоматиза-
цию пуска и останова турбоустановки.
Останов и расхолаживание турбин. Нормальный останов турбины
может быть связан как с выводом ее в ремонт, так и с выводом в горя-
чий резерв с последующим быстрым пуском. Условия стоянки турбин
в рассматриваемых случаях принципиально различны. В первом слу-
чае необходимо возможно более быстрое расхолаживание тур-
бины с тем, чтобы ускорить начало ремонтных работ и за счет этого
сократить общее время простоя турбины. Во втором случае, напротив,
желательно сохранение исходного теплового состояния турбины, с тем,
чтобы последующий пуск производился из "горячего" состояния, что
Позволяет сократить продолжительность пуска и связанные с нею пуско-
вые затраты теплоты. Как и пуск турбины, ее останов связан с изме-
183
нением термического и механического состояния элементов агрегата.
Поэтому при останове необходимо выдерживать требуемый режим
расхолаживания, вести постоянный контроль за температурным
состоянием и термическими расширениями элементов турбины, а также
за ее вибрационным состоянием. Останов турбины облегчается по срав-
нению с пуском тем, что при возникновении опасных режимов в про-
цессе останова турбину можно отключить аварийно ручным воздей-
ствием на автомат безопасности без нарушения диспетчерского графика
нагрузки. Останов турбины состоит из трех этапов: разгружения, отклю-
чения генератора от сети и расхолаживания.
При остановах на короткое время для сокращения времени после-
дующего пуска технологический режим останова целесообразно вести
так, чтобы не вызвать значительного расхолаживания турбины. Разгруз-
ка влажнопаровой турбины сопровождается снижением давления и тем-
пературы пара по всей турбине. Из-за высоких значений коэффициента
теплоотдачи температура металла внутренней поверхности ЦВД близка
к температуре пара даже при разгрузке с высокой скоростью. Поэтому
при остановах на короткое время наиболее рационален режим с мгно-
венным сбросом нагрузки путем отключения генератора от сети и закры-
тия стопорных клапанов выбиванием автомата безопасности при макси-
мальной нагрузке реактора с учетом стабильности режимов работы
оборудования и возможностей паросбросных устройств. Такая техно-
логия останова позволяет сохранить высоким уровень температур,
исходный для последующего пуска.
При останове турбины для ремонта следует вести форсированное
расхолаживание агрегата. Разгрузка турбины производится, как пока-
зано выше, параллельно со снижением мощности реактора. Выбор темпа
разгрузки определяется двумя противоречащими друг Другу факторами:
температурным состоянием турбины и экономическими потерями,
связанными с тем, что в процессе разгрузки электрическая энергия
вырабатывается при низком КПД энергоблока. При разгрузке турбины
в ее элементах возникают температурные градиенты и напряжения.
При быстром охлаждении появляются растягивающие напряжения,
которые могут привести к возникновению трещин как в роторе тур-
бины, так и в ее корпусе. Еще более опасным может оказаться разное
сокращение ротора и статора. Так как осевые зазоры между вра-
щающимися и неподвижными элементами в проточной части турбины
составляют несколько миллиметров, то относительное перемещение
ротора внутри корпуса, обусловленное их неодинаковым сокращением,
может привести к задеваниям в проточной части.
Поэтому программу разгрузки аналогично программам пуска
выбирают такой, чтобы обеспечить предельные допустимые разности
температур в лимитирующих элементах. В примере на рис. 5.18, где
скорость разгрузки лимитируется разностью температуры свежего пара
и температуры пара после дросселирования в регулирующих клапанах,
184
понижение мощности от 100 до 40% номинальной производится за
30 мин. Далее вплоть до холостого хода мощность снижается за 2 ч.
Указанная выше разность температур составляет 50 К на первом этапе
и 65 К на втором этапе разгрузки.
Р3,МВт
№
300
200
100
0
т,к
-500
~Ь50
-W0
-350
~ 300
250
0 0,5 1,0 1,5 2,0 v
Рис.5.18. График разгрузки турбины К-500-65/3000
1 - мощность; 2 - температура пара перед ЦНД при обычной разгрузке; 3 - тем-
пература пара перед ЦНД при разгрузке с расхолаживанием ЦНД
Обычно при разгрузке полностью открыт подвод греющего пара
к СПП. Этим обеспечивается малое изменение температуры пара, входя-
щего в ЦНД (линия 2 на рис. 5.18). При этом температурные разности
в ЦНД невелики и не ограничивают скорость снижения мощности.
Если же возникает необходимость ускоренного расхолаживания ЦНД
(например, для вскрытия ЦНД или СПП сразу после останова), регули-
рующими органами снижают температуру пара после СПП (линия 3).
Допустимая при этом разность температур пара при входе в ЦНД для
турбин ПОАТ ХТЗ составляет 100-125 К.
В процессе разгружения турбины происходит автоматическое пере-
ключение деаэратора на питание паром от линии отбора более высокого
давления, а в дальнейшем - из линии БРУ-Д, При понижении мощности
До уровня нагрузки системы собственных нужд ее электропитание
переводят на резервные источники, отключают генератор от сети и воз-
Действием на автомат безопасности прекращают подачу пара в турбину.
После прекращения подачи пара начинается процесс выбега ротора
турбогенератора. Нормальное время выбега мощных многоцилиндро-
вых турбин АЭС составляет 20-40 мин. Уменьшение времени выбега
(при том же вакууме) является признаком задевания ротора о статор
или нарушения нормальной работы подшипников, а увеличение времени
выбега свидетельствует о неплотности стопорных и регулирующих
\
\
2
<J
JI
*\
*
185
клапанов. Во время выбега ротора включают валоповоротное устрой-
ство, обеспечивающее равномерное по окружности охлаждение ротора
и тем предотвращающее его тепловой прогиб.
Значительная часть расхолаживания турбины производится в про-
цессе ее разгружения собственным паром с постепенно понижающимися
расходом и температурой. Дальнейшее принудительное расхолаживание
турбины (если в нем есть необходимость) ведут либо паром от посто-
роннего источника, либо атмосферным воздухом [29]. В течение всего
времени расхолаживания ротор турбины должен вращаться валопово-
ротным устройством. После завершения процесса расхолаживания
приступают к вскрытию цилиндров турбины и ее ремонту. Для энерго-
блоков с одноконтурной тепловой схемой (например, РБМК), в тур-
бины которых направляется радиоактивный пар, ремонту предшествует
дезактивация оборудования.
Глава шестая
стационарные режимы эксплуатации
энергетических блоков
6.1. Методы определения показателей
тепловой экономичности энергоблоков
Показатели тепловой экономичности. Как показано в гл. 1, основ-
ным типом эксплуатационных режимов энергоблоков АЭС являются
стационарные режимы, прежде всего режимы работы с номинальной
мощностью. Вместе с тем в силу разных причин практически каждый
энергоблок определенную часть своей рабочей кампании работает при
стационарных режимах, отличных от номинального. Применительно
к конденсационной турбоустановке тепловая экономичность в любом
стационарном режиме характеризуется электрическим коэф-
фициентом полезного действия
т?ПТУ=/>э/(2пту, (6-1)
где Рэ — электрическая мощность генератора; Qпту — количество
теплоты, подводимой за единицу времени к пару, направляемому из
ЯППУ в турбину. Электрическая мощность генератора
Рэ=РЪмГ)э, (6-2)
где т?м — механический КПД турбины; 7?э — электрический КПД гене-
186
ратора; Р — внутренняя мощность турбины, которая, в свою очередь,
равна
Р= ZGiHtiVoi> (63)
Gj - массовый расход пара отсеком турбины; Hti - располагаемый
изоэнтропийный перепад энтальпии отсека; т?0/ - внутренний относи-
тельный КПД отсека. Здесь и в дальнейшем под отсеком турбины будем
понимать группу ее ступеней, заключенных между камерами регене-
ративных или иных отборов, сепараторами и иными емкостями в про-
точной части.
Отношение /7(2ПТУ — ^ПТУ называют термическим КПД турбо-
установки. Величины т?пту и 7?^гту связаны между собой соотношением
т?пту =г?ПТУ7?м7?э-
При использовании приведенных соотношений следует учитывать
различие в характере изменения г?м ит?э при изменении режима работы
турбоустановки. Механические потери по абсолютной величине практи-
чески одинаковы при любой мощности турбины. При этом т?м по мере
разгрузки турбины снижается примерно пропорционально мощности
турбины. Величина 77э, определяемая характеристикой электрического
генератора, изменяется в зависимости от его мощности по нелиней-
ному закону. В определенной области режимов, близких к номиналь-
ному, можно считать, что потери в генераторе изменяются пропор-
ционально его мощности. При этом 7?э ^ const.
Наряду с коэффициентом полезного действия широко применяется
обратная ему величина удельного расхода теплоты на
производство электроэнергии
*эвбпТУ/*э- (6.4)
Различают удельные расходы теплоты брутто и нетто. В первом
случае в качестве Рэ подставляется вся электрическая мощность гене-
ратора без учета того обстоятельства, что часть ее затрачивается на соб-
ственные нужды энергоблока; во втором случае в качестве Рэ подстав-
ляется полезная электрическая мощность, отпущенная внешнему потре-
бителю. При этом из полной электрической мощности генератора
вычтена ее часть (затраты на собственные нужды), использованная
для привода насосов и других механизмов, входящих в состав блока.
Приведенные выше формулы относятся к конденсационным турбо-
установкам. Показатели тепловой экономичности теплофикационных
турбоустановок будут рассмотрены в § 6.5. Поскольку почти у каждой
конденсационной турбоустановки в той или иной мере предусмотрен
отпуск теплоты за счет нерегулируемых отборов пара, то упомянутые
показатели относятся и к теплофикационным режимам работы конден-
сационных турбоустановок.
187
Тепловая мощность реактора, необходимая для генерации пара,
направляемого в турбину, равна Q. Эта величина связана с рассмотрен-
ной выше величиной (2п.ТУ в формулах (6.1) и (6.4) :
<2пту = 0т?яппу- (6-5)
где т?яппу ~ коэффициент полезного действия ЯППУ, которым учиты-
ваются потери теплоты соответственно в реакторной установке, паро-
генераторах и трубопроводах.
С учетом этого может быть найден КПД тепловых процессов энерго-
блока (называемый в ряде работ термическим КПД энергоблока или
просто КПД энергоблока)
VT=P/Q =7?ЯППУГ?ПТУ- (66)
Электрический КПД тепломеханической части энергоблока равен
Соотношения (6.1) —(6.6) характеризуют степень совершенства
рабочих процессов в тепломеханическом оборудовании энергоблока.
Эффективность внутриреакторных процессов учитывается глубиной
выгорания топлива (§ 4.1). С учетом этого наиболее полное представ-
ление об эффективности использования топлива для выработки электро-
энергии дает интегральный КПД энергоблока, т.е. КПД за всю рабочую
кампанию. Если предположить, что может быть достигнуто полное выго-
рание всего загруженного и образовавшегося при этом вторичного
топлива, то каждый килограмм загруженного топлива выделит теплоту
(2р. Если масса загруженного топлива равна М} то за счет его теорети-
чески возможно получение теплоты, равной MQp. Предположив, что
на протяжении всей рабочей кампании реактор работает с номинальной
тепловой мощностью (2ном, можно определить теоретическую длитель-
ность рабочей кампании
rt =MQvlQHOM.
Теплотворная способность MQp всей массы загруженного топлива
численно равна площади прямоугольника ОаЬт( на рис. 6.1. В действи-
тельности по причинам, изложенным в § 4,1, полное выгорание топлива
не может быть достигнуто и к моменту перегрузки каждым килограм-
мом топлива выделяется лишь часть Qи теоретически возможной
теплоты (использованная часть). Отношение е — QnlQp характеризует
относительную глубину (степень) выгорания топлива. Вследствие непол-
ного выгорания фактическая продолжительность рабочей кампании
тр при номинальной тепловой мощности Qном меньше теоретически
возможной. Фактически выделенное за рабочую кампанию количество
теплоты численно равно площади прямоугольника Оастр на рис. 6.1.
Отношение площадей Оастр и Oabrt равно е. При заданном е в общем
188
случае работы реактора с переменной тепловой мощностью Q' теорети-
чески возможное и фактическое количество выделенной теплоты опре-
деляются площадями под кривыми изменения Q' во времени, причем
эти площади равны площадям Oabrt и Оастр. Фактическая же дли-
тельность рабочей кампании будет неодинакова для разных законов
изменения тепловой мощности.
*ном
Рис.6.1. Использование тепловой энергии при выгорании топлива
Площадь прямоугольника TtbcTp характеризует потенциальную
энергию топлива MQp (1 — е), не использованную за рабочую кампанию.
Площадь ОасТр характеризует количество теплоты MQpe, выделенное
при делении топлива в активной зоне реактора и переданное проходя-
щему через нее теплоносителю. С учетом соотношения (6.5) за рабочую
кампанию к рабочему телу, направляемому в турбину, подводится
количество теплоты -ОД2ре7?япПУ- Эта теплота с КПД турбоустановки
т?ггту преобразуется в турбине в механическую работу, в свою очередь
преобразуемую в генераторе в электрическую энергию с КПД, равным
^м^э- Если предположить, что в течение всей рабочей кампании блок
работает с номинальной мощностью Ръмоьл> т0 заштрихованная площадь
Ое/тр на рис. 6.1 соответствует общему количеству выработанной
блоком электрической энергии. Отношение площадей Ое/тр и ОаЬт{
характеризует интегральный КПД энергоблока г}£ за рабочую кам-
панию. В некоторых работах этот показатель называют коэффициентом
использования топлива [11]. В рассматриваемом частном случае работы
блока с неизменной мощностью
%п=Р
элюм^^р) - ^ЯППУ^пТУ^м^э = ет?т- (6.7)
Интегральный КПД АЭС в целом является средневзвешенным КПД
входящих в ее состав блоков и равен
189
*?АЭС = 27?бл/ ^/^АЭС.
где Wj и И^дэс — суммарная выработка электроэнергии j'-м блоком
и станцией в целом за рабочую кампанию.
В общем случае энергоблок работает с изменяющимися в течение
рабочей кампании значениями P3nQ.
Интегральный КПД энергоблока при этом
^бл= * Psdtl{MQp). (6.8)
о
Как было показано выше,
!VQdt=MQp€ = QHOMT*
о
где т* — продолжительность рабочей кампании при непрерывной работе
с номинальной мощностью. С учетом этого формулу (6.8) можно пре-
образовать к виду
7?бл==еГ?ЯППУГ7П'ГУ7?мТ?э, (6-9)
где все коэффициенты полезного действия приняты средней нтеграль-
ными за рабочую кампанию; при этом среднеинтегральный КПД турбо-
установки
г$£ = ?P3dtl{?Qmydt) = i\QnrylQ^)v^Tydt/r*
0 0 0
Определяющее влияние на общую тепловую экономичность блока,
определяемую формулами (6.7) и (6.9), оказывают глубина выгорания
топлива е и КПД турбоустановки т?птУ-
Усилия теплоэнергетиков, естественно, направлены на повышение
КПД турбоустановки. Некоторые мероприятия в этом направлении
(например, аэродинамическое совершенствование проточной части
турбин) не оказывают никакого влияния на е, однозначно повышая КПД
блока. Другие же мероприятия оказывают одновременное воздействие
на 7?Пту и е. Так, например, влажнопаровая установка, работающая
в блоке с реактором ВВЭР, спроектированная для более высокого
начального давления пара, имела бы более высокий КПД т?пту» что
при фиксированном значении (2пту повысило бы мощность турбины
(линия e'f на рис. 6.1). Однако для генерации пара более высокого
давления во втором контуре понадобилось бы повысить температуру
теплоносителя в первом контуре, что под влиянием отрицательного
температурного коэффициента реактивности уменьшило бы степень
выгорания топлива е. Реальная продолжительность рабочей кампании
сократилась бы до значения т' а количество теплоты, переданное турбо-
190
установке, определялось бы площадью Оас'т' В рассматриваемом
случае в турбоустановке с более высоким КПД преобразовывалось бы
в механическую работу это меньшее количество теплоты. Интегральный
КПД энергоблока при этом был бы равен отношению площадей Ое 'f'r'
и ОаЬт{. Противоположное влияние давления пара во втором контуре
на сомножители т?гт.ту и е в формуле (6.7) определяет существование
оптимального давления во втором контуре, которому соответствует
наивысшая экономичность энергоблока. Выбираемые для действующих
блоков параметры пара близки к оптимальным [2].
На практике обычно используют режим частичных перегрузок
топлива, при котором из реактора в процессе перегрузки удаляют лишь
часть топлива массой Afy, обладающую к этому моменту удельной тепло-
творной способностью Qpj. Остальное топливо оставляют в реакторе
для следующей рабочей кампании, используя свежее топливо массой
М с удельной теплотворной способностью (2р лишь взамен полностью
выгруженного. В начале новой рабочей кампании топливо включает
в себя несколько составных частей с суммарной теплотворной способ-
ностью MQp + "LMjQpj , где Mj и (2Р/ — масса топлива предыдущих
загрузок, используемая /-ю рабочую кампанию, и его удельная тепло-
творная способность. С учетом этого правомерно использование фор-
мул (6.7) и (6.9), если под е понимать глубину выгорания топлива
за данную рабочую кампанию:
e^l-MjQpifiMQp + XMjQpj -XMQ'p),
где XAf Q' — потенциальная энергия топлива, которое будет использо-
вано в последующих рабочих кампаниях.
Тепловые балансы турбоустановок. Основу практических методов
определения тепловой экономичности составляют расчеты тепловых
балансов турбоустановок при различных режимах их работы, тех или
иных изменениях в тепловой схеме, способах регулирования и пр. Необ-
ходимость выполнения с высокой точностью большого объема вариантов
расчетов, связанная с решением задач оптимизации структуры тепловых
схем и вопросов выбора рациональной Программы регулирования
энергоблока и рациональных способов ведения технологических режи-
мов, определяет необходимость применения ЭВМ для подобных расчетов.
Различными отечественными и зарубежными организациями разра-
ботаны алгоритмы и прикладные программы расчетов тепловых балан-
сов [3, 10, 22, 59 и др.], широко используемые на практике, в том
числе при обосновании выбора технологических процессов эксплуата-
ции АЭС.
Метод малых отклонений. В процессе эксплуатации порой оказы-
вается необходимой работа турбоустановки в нештатных условиях:
с частичным изменением тепловой схемы (например, при отключении
какого-либо из регенеративных подогревателей), с отклонением пара-
191
метров рабочего тела от расчетных значений, с измененным способом
ведения технологических режимов и др. Причинами этого могут быть
нарушения нормальной работы того или иного элемента оборудования,
а также стремление к совершенствованию энергетического оборудования
и технологического процесса его эксплуатации с целью повышения
безопасности, надежности и эффективности.
При этом возникает задача оценить (порой в короткое время),
как эти нештатные условия повлияют на мощность агрегата, его эконо-
мичность и т. д. Конечно, эта задача может быть решена расчетом на ЭВМ
тепловых балансов для изменившихся условий работы. Однако в ряде
случаев более быстро к конечному результату приводят приближенные
методы, в основе которых лежит принцип малых отклонений.
Отправной точкой при использовании этих методов являются ранее
выполненные расчеты балансов турбоустановки при переменных режи-
мах для штатных (базовых) условий. Внутренняя мощность турбины Р
и КПД турбоустановки т?пту ПРИ некотором исходном режиме опреде-
ляются большим числом независимых параметров рабочего процесса
*i > *2»••■> хп • Эту взаимосвязь можно представить функциями
Р=Р(х1,х2,...,хп)-> 7?пту =т?пту(лг1,л;2,...,хл). (6.10)
Любые отклонения от штатных условий вызывают отклонения
параметров рабочего процесса Дхх, Ах2, ..., Ахп. Приращения функций
P(xlt х2 хп) и 77гггуС*1> *2» --з хп) ПРИ изменении аргументов
х1гх2,...,хп можно найти, разложив эти функции в ряд Тэйлора:
дР А . дР А. . . дР д„ . 1 д2Р А..2
АР = -^-АХ1+ £- Ах2 + ... + ff- Ахп + т ~2 Ajci +
1
дхх 1 дХ2 дх„ " 2 дх2
2tei 2 ах2 " 2 ьч***
. dnmv . ачпту. а"пту д. , 1 а2"птул„з ^
Д^пту = -717 Axi ~^i7Ax2+- ~^ Ax» + i^\-Axl +
+ 1 ^пту L а^пту ^ + 1 ^пту +
2 их! 2 их* " 2 <>*•***
Если отклонения от исходных условий невелики, то малы и прира-
щения параметров Дхх, Ax2i ..., Ахп. В этом случае можно пренебречь
членами, содержащими квадраты, произведения и более высокие степени
этих величин, ограничившись линейной частью ряда Тэйлора:
АР = -^ Axi + -^- Ах2 + ... + Ахп ;
дх\ дх2 дхп
192
^ПТУ . ^ПТУ ^гпгу
Следовательно, при небольших отклонениях от исходных условий
можно использовать принцип суперпозиции и считать отклонение КПД
установки (или ее мощности) равным сумме отклонений под влиянием
каждого из параметров рабочего процесса, рассматриваемого независимо
от других,
Ат?ПТУ = Д7?пту(*1) + Дг?пту(*2) +...+ Ат?ПТУ(д:„). (6.12)
Из уравнения (6.12) следует, что при малых отклонениях имеется
возможность обойтись без вычисления производных в правой части
уравнений (6.11), а можно непосредственно определить отклонения
КПД или мощности на интересующем нас режиме под влиянием того
или иного фактора. Так, например, при отключении последнего по ходу
питательной воды ПВД понижается на АТПтЪ температура питательной
воды при входе в ЯППУ. Если при этом тепловая мощность реактора Q
и параметры выходящего из ЯППУ пара сохраняются неизменными,
то расход пара, вырабатываемого ЯППУ, уменьшится. Изменение рас-
хода AG может быть вычислено по уравнениям теплового баланса паро-
генератора, записанным соответственно для исходного и измененного
режимов:
б^яппу = £(/*(> -Лп.в); (2^7япгту = G'(h0 -Лп.в - ДЛП.В).
Здесь ДЛП-В — изменение энтальпии питательной воды (в данном
случае величина отрицательная); G' — G + AG — расход пара при изме-
ненном режиме. Из этих соотношений найдем
С' = 6*?яппу/(ао -йп.в - Д^п.в); G = QvxnmKho -Ап.в)-
Почленно поделив второе соотношение на первое, будем иметь
G/G' = 1 - ДЛП.В/(Л0 -Ап.в) или AG/G' = A/zn.B/(/z0 -А„.в).
Если AG значительно меньше G, то в первом приближении можно
принять AG/G = ДЛП-В/(Л0 — Лп.в). Уменьшение расхода AG снижает
внутреннюю мощность турбины Р. Это определяется тремя обстоятель-
ствами: во-первых, самим фактом уменьшения расхода пара, во-вторых,
увеличением дросселирования пара в клапанах турбины, что уменьшает
перепад энтальпий в ее ЦВД, в-третьих, уменьшением давления пара,
выходящего из ЦВД, и энтальпии пара перед промежуточным паро-
перегревателем. В случае одноступенчатого промперегрева, производи-
мого только свежим паром, это увеличивает затраты греющего пара
на перегрев 1 кг нагреваемого. Оценив все эти составляющие, найдем
уменьшение мощности АР и снижение КПД Д^пТУ С) ~ &?IШъят\у) ■
Такой метод дает точность, достаточную для оценочных расчетов.
В. А. Иванов л 0-2
Уравнение (6.12) можем переписать в виде
Ат?ПТУ = T?Jg5y(l+*l + #2 +... + #„),
где т?пСту — значение КПД при исходных условиях;
#i =А7?пту(х1)/7?пС1^; Э&2 =А'?пту(-х2)/г?Г1^у; -;
#« =Д*пту(*«)/ч{пу-
Заметим, что при малых значениях 361э эбг, —» Эбп (96/ < 1) можно
приближенно записать 1 + 36х + Э62 + ••■ + 36« ^ О + 36i) О + Э62) •■•
— (1 + (36л)- С учетом этого
исх
^ПТУ = ^ПТУ kXlkx2 - *хл, (6-13)
где fcXl = 1 + 3Sj; fcX2 = 1 + Эб2; ...; fcx = 1 + Э£и — коэффициенты
влияния отклонения технологических параметров в исследуемом ре-
жиме от исходных значений.
Для часто встречающихся отклонений Дх; поправки Д7?гтту(х/)
в уравнении (6.12) или коэффициенты влияния kXi в уравнении (6.13)
могут быть найдены заблаговременно расчетным путем или экспери-
ментально. Определив из расчета тепловых балансов или эксперимен-
тальным путем значения КПД турбоустановки т?пту (или обратной ему
величины удельного расхода теплоты q) для исходного и измененного
режимов при разных значениях мощности, можно найти поправки
Дт7ПТу (или Aq) к базовым данным тепловой экономичности при
различных режимах. Для учета отклонений наиболее характерных пара-
метров рабочего процесса заводами—изготовителями энергетического
оборудования построены специальные графики поправок к базовым
расчетам тепловой экономичности ПТУ при переменных режимах. В ка-
честве примера на рис. 6.2 приведены поправки Aq к удельному расходу
теплоты, обусловленные отклонением от расчетных значений важнейших
технологических параметров для турбоустановок К-500-65/3000
и К-750-65/3000 по данным НПО ЦКТИ и ПОАТ ХТЗ [48].
Экспериментальные методы определения тепловой экономичности.
В соответствии с формулами (6.1) —(6.6) для нахождения КПД блока
необходимо знание электрической мощности генератора (или внутрен-
ней мощности турбины) и тепловой мощности реактора Q. Электри-
ческая мощность генератора Рэ может быть определена в процессе
испытаний непосредственно. Метод двух ваттметров обеспечивает высо-
кую точность измерения мощности трехфазного тока. Величина Q опре-
деляется на базе косвенных измерений, основу которых составляют
балансные методы.
На практике находят применение как определение тепловой мощ-
ности (2ггТУ» подводимой к рабочему телу турбоустановки, так и непо-
194
а) %
6
5
3
2
1
м
\
~s~.
^
Ро
о
5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 МПа.
5)
%
0,5
О
н
чГ
4V
-Ак
п __
Jtf^
-15
0,13 0,П 0,15 0,16 0,17 0,18
Рразд/Ро
в) %
0,6
0,5
ОЛ
0,3
0,2
0,1
0
м
\
\
т
-Т
'п.в 'к
I
Рис.6.2. Относительное изменение удельного расхода теплоты Aq при откло-
нении основных технологических параметров ПТУ от базовых значений: а - при
отклонении начального давления пара р0; б - при отклонении разделительного
Давления рразд и температуры промежуточного перегрева пара АТПП; в - при
отклонении относительной температуры питательной воды "
mi.в- - температура питательной воды; Т к - температура конденсата; Т -
начальная температура пара
195
£пту = Л> + ДЛьг + Qz + Д<2вн, (6Л4)
где АРМ>Г — сумма механических потерь в турбине и потерь в генера-
торе; Qz — количество теплоты, отводимой за единицу времени в кон-
денсаторе с охлаждающей водой; А(2вн — потери теплоты через изо-
ляцию в окружающую (внешнюю) среду.
Количество теплоты, отдаваемой паром в конденсаторе охлаж-
дающей (циркуляционной) воде, равно
Qz =Сц.вСв(Гвых - Гвх), (6.15)
где GU>B — расход циркуляционной воды; св — ее удельная теплоем-
196
средственное измерение тепловой мощности Q реактора по параметрам
теплоносителя в активной зоне. Обе эти величины связаны между собой
соотношением (6.5).
Методом прямого баланса определяется количество теп-
лоты, подведенной за единицу времени к пару, выходящему из ЯППУ.
В энергоблоках с паро-паровым промежуточным перегревом часть
этого пара G поступает в турбину, другая часть Gquu используется
в качестве греющего пара для промежуточного перегрева пара, вышед-
шего из ЦВД турбины после отделения влаги в сепараторе. При этом
количество теплоты, подведенной в ЯППУ за единицу времени, равно
бпТУ = (G + Gcnn) (л о - ^ п.в)>
где h0 и h п<в — энтальпии соответственно пара после ЯППУ и питатель-
ной воды. Для турбоустановок перегретого пара, в которых промежу-
точный перегрев производится в специальных трубных пучках паро-
генераторов (например, в энергоблоках типа БН), количество теплоты
QПТУ равно
<2ПТУ =G(h0 -Лп.в) +Gn(hn - /4),
где Gn — расход пара, поступающего в ЦСД турбины из промежуточного
пароперегревателя; hl и hn — энтальпии пара соответственно после
ЦВД турбины и после промежуточного пароперегревателя.
Расходы G и Gn определяются стандартными методами измерений
расходов с помощью устанавливаемых в паропроводах дроссельных
устройств. Энтальпии пара и воды в приведенных формулах также
не измеряются непосредственно: для их определения необходимо найти
давление и температуру рабочего тела (а для влажного пара — степень
его сухости). Вследствие отмеченных факторов определение величины
QПТУ методом прямого баланса связано с трудоемкими испытаниями,
а результаты определения КПД при этом обладают невысокой точностью
(ереднеквадратичеекая погрешность может достигать 3%).
В связи с этим на практике получил широкое распространение
метод обратного баланса, при котором
кость; ТВЪ1Х и Гвх — температуры воды при выходе из конденсатора
и входе в него.
Величины АРМГ и AQBii в формуле (6.14) определяют по паспорт-
ным характеристикам турбины и генератора или по результатам спе-
циальной тарировки. Неточное их знание из-за возможных изменений
в процессе монтажа, эксплуатации и ремонтов может обусловить неиз-
вестную по величине систематическую погрешность. Однако при срав-
нительных испытаниях эти величины обычно одинаковы для сопостав-
ляемых режимов и не влияют на точность полученных результатов.
Для определения Qz необходимо измерение двух величин: расхода
циркуляционной воды GU-B и разности температур Твых - Гвх. Она
может быть измерена с высокой точностью с помощью дифференциаль-
ных термопар. Метод обратного баланса требует меньшего объема изме-
рений, чем метод прямого баланса. Среднеквадратическая погрешность
определения КПД методом обратного баланса оценивается в 1,5—2%.
Метод парных опытов. На практике нередко возникает задача экспе-
риментального определения изменения тепловой экономичности блока
при изменившихся условиях его функционирования (например, при
частичном изменении тепловой схемы, изменении способа ведения
технологических режимов и пр.). Если при этом используются методы
прямого или обратного балансов, то изменение КПД (или удельного
расхода теплоты) находится как малая разность больших величин,
что предопределяет большую погрешность определения этой разницы.
В некоторых случаях такая погрешность может поставить под сомнение
даже знак получаемой разности, т. е. то, выигрыш или проигрыш дости-
гается в результате изменения условий функционирования блока. В та-
ких случаях эффективен предложенный кафедрой атомных и тепловых
энергетических установок СПбГТУ метод парных опытов, при
котором определяются не сами КПД, а непосредственно их разность
Д77. При использовании метода предполагается, что известна характе-
ристика блока, определяющая его КПД при исходных (базовых) усло-
виях функционирования.
Методика испытаний сводится к следующему. При исходных усло-
виях устанавливают какой-либо произвольный стационарный режим
блока, характеризуемый электрической мощностью генератора />"сх
и тепловой мощностью реактора (2исх- При этом определяют КПД тепло-
вых процессов блока
"исх^ГЛЗисх- (616)
Далее, поддерживая неизменным значение (2исх (с помощью, напри-
мер, регулятора тепловой мощности реактора), блок приводят к ре-
жиму, сходному с испытанным, при новых условиях функционирования
и сравнивают показатели блока при этих двух сходных режимах. Вто-
197
рому режиму соответствуют то же значение тепловой мощности реак-
тора (2ИСХ и новое значение электрической мощности генератора Рэ =
_ рисх + д/?э КПД тепловых процессов блока при новом режиме равен
Щ = (Р"™ + АРЭ)/(2ИСХ. Приращение КПД составляет
Дт7тэ =АРэ/(2исх. (6.17)
Поделив (6.17) на (6.16), найдем относительное приращение КПД
тепловых процессов блока
Ьг)эт = At?* / т?^сх = АРЭ/ Р™ (6.18)
Как следует из уравнения (6.18), для определения бт? необходимо
измерение лишь двух величин: Рнсх и АРЭ. Обе величины могут быть
определены с высокой точностью, что предопределяет высокую точ-
ность определения 8Г). Повторив те же процедуры для других пар сход-
ственных режимов, получим характеристику 8г) =/(^э)-
Следует иметь в виду, что сопоставление двух сходных режимов
при одинаковом расходе теплоты Q и двух сходных режимов при одина-
ковой мощности Рэ дает неодинаковые результаты. Это иллюстрирует
рис. 6.3, где линия 1 представляет собой характеристику установки
в исходных условиях функционирования. Точке а на этой характе-
ристике при подводимой за единицу времени теплоте (2ИСх соответ-
ствует исходный режим работы. Допустим, что за счет изменения
тепловой схемы, технологии эксплуатации или других условий функ-
ционирования характеристика установки смещена в положение 2. Если
сопоставляются режимы с неизменным значением Q = (2ИСХ, то срав-
ниваемый режим характеризуется точкой Ь, а приращение КПД при
этом равно Дт?0. При режиме, соответствующем точке Ь, за счет более
высокого КПД мощность Рэ будет большей, чем в исходном режиме.
Если же ставится задача сохранить в новых условиях функциони-
рования ту же мощность Рэ, что была в исходном режиме, то необхо-
димо уменьшить на AQ количество подведенной теплоты. При этом
сопоставляемый с исходным режим характеризуется точкой с, а прира-
щение КПД за счет изменения условий функционирования равно Ат?р.
Как следует из графика, одинаковым значениям мощности соответ-
ствуют меньшие изменения КПД, чем одинаковым расходам теплоты.
Это обусловлено тем, что переход от режима, определяемого точкой а ,
к режиму, соответствующему точке с, происходит при уменьшении
расхода теплоты и расхода пара, что при регулировании турбины ее кла-
панами связано с увеличением дросселирования в них. Кроме того,
из-за снижения давлений по проточной части турбины при уменьшении
расхода уменьшается эффективность регенеративного подогрева пита-
тельной воды [22].
В отдельных случаях различие может быть даже качественным.
198
Так, при исходном режиме, соответствующем расходу теплоты Q*cx
(точка а *), переход к сходному режиму при Q*cx — const (к точке Ь*)
сопровождается повышением КПД равным Ат?^, переход же к сход-
ному режиму при Рэ = const (к точке с*) вызывает снижение КПД
установки на величину Ат?р.
кисх
исх
Рис.6.3. КПД тепловых процессов энергоблока при различных условиях
функционирования
Таким образом, специалисты, производящие различными методами
(как экспериментальными, так и расчетными) сопоставление одного
и того же блока при одном и том же изменении условий его функциони-
рования, могут прийти к противоположным выводам. По мнению авто-
ра, в данной ситуации следует руководствоваться следующей принци-
пиальной позицией: если за счет одного и того же выгорания топлива
посредством изменения условий функционирования блока возможно
увеличение электрической мощности, отдаваемой в сеть, и если нет
запрета со стороны энергосистемы на такое увеличение мощности, то
надо переходить к новым условиям функционирования. Разумеется,
такой переход допустим лишь при безусловном соблюдении правил
техники безопасности и при достаточной надежности оборудования.
Экспериментальные многофакторные характеристики оборудова-
ния. Натурные испытания энергоблоков весьма трудоемки и требуют
продолжительного времени, особенно при испытаниях для большого
199
числа режимов. При этом каждый результат справедлив лишь для той
совокупности технологических параметров, при которой он определен.
Между тем в процессе эксплуатации происходят большие или меньшие
отклонения этих параметров. К тому же при большой длительности
испытаний практически неизбежны те или иные колебания режимных
параметров. Вследствие этого полученные при испытаниях в разные
их моменты значения будут соответствовать разным совокупностям
технологических параметров. В связи с этим возникает необходимость
в получении экспериментальных многофакторных аналитических харак-
теристик энергетических агрегатов. При этом руководствуются теорией
планирования эксперимента.
Показатели тепловой экономичности блока зависят от большого
числа параметров рабочего процесса — факторов xlt х2, ..., хп, так что
Г) =r)(Xi, *2> •••> хп)- Прежде всего должны быть определены все зна-
чащие независимые факторы и оценен возможный диапазон изменения
каждого из них. В соответствии с этим составляется программа испы-
таний. Число опытов определяется числом варьируемых факторов
и принятым планом. В каждом опыте варьируется одновременно не-
сколько факторов. Варьируемые факторы могут либо изменяться
эксплуатационным персоналом целенаправленно посредством управ-
ляющих воздействий на турбоустановку, либо изменяться случайным
образом без управляющих воздействий эксплуатационного персонала.
Первые из этих факторов называют управляемыми, вторые — неуправ-
ляемыми. Эксперимент, в котором варьируемые факторы являются
управляемыми, называется активным, а эксперимент, в котором
варьируемые факторы или большая их часть являются неуправляемы-
ми, — пассивным.
Обработка результатов сводится к нахождению уравнения рег-
рессии, отражающего взаимосвязь между варьируемыми факторами
хи хг> —. хп и выходной величиной у. Для характеристик теплоэнерге-
тического оборудования, как правило, достаточную степень прибли-
жения дает полином второй степени
к к к
У = Ь0 + 2 bfXf + 2 Ьцх2 + 2 Ъц xfXj, (6.19)
/ = 1 / = 1 i Ф /
где bj, Ьц, bff — коэффициенты регрессии.
Последним слагаемым в уравнении (6.19) учитывается изменение
влияния фактора лг/ под воздействием какого-либо другого фактора
Xf . Коэффициенты регрессии находятся в результате математической
обработки опытов на ЭВМ с помощью специальных программ, бази-
рующихся на методе наименьших квадратов. Программы включают
в себя подсчет статистических оценок, что позволяет с помощью ста-
тистических критериев оценить значимость коэффициентов регрессии.
200
6.2. Программы регулирования энергетических блоков АЭС
Режимы работы АЭС и программа регулирования. Выбор той или
иной программы регулирования, характеризующей, как меняются
технологические параметры энергоблока при переходе от одного ста-
ционарного режима к другому, существенно влияет на экономичность
энергоблока при переменных режимах, его надежность и маневренные
характеристики. Если преобладает работа в номинальном режиме, про-
грамма регулирования не играет столь важной роли. В наибольшей мере
это относится к энергоблокам с реакторами на быстрых нейтронах,
которые обеспечивают расширенное воспроизводство вторичного ядер-
ного горючего. Вместе с тем в силу разных причин определенную часть
времени энергоблоки АЭС вынуждены работать при режимах, отличных
от номинального. Это связано, с одной стороны, с условиями работы
энергосистем, а с другой — с вынужденными ограничениями режимов
работы или отказами тех или иных элементов блока. Кроме того, как
будет показано ниже, выбор программы регулирования в определенных
условиях может оказывать существенное влияние на характеристики
энергоблока при номинальном режиме.
Ниже выполнен детальный анализ программ регулирования и входя-
щих в них подпрограмм в основном применительно к энергоблокам
с реакторами ВВЭР, для которых находят применение различные про-
граммы. Рассмотрены также особенности программ регулирования,
применяемых для других типов энергоблоков АЭС.
Программа регулирования энергоблоков ВВЭР с постоянной сред-
ней температурой теплоносителя в первом контуре. Эта программа
регулирования (рис. 2.2, а), обеспечивающая "щадящие" условия ра-
боты оборудования первого контура, нашла широкое применение для
ядерных энергетических установок различного назначения с водо-водя-
ными реакторами, особенно на первом этапе развития атомной энерге-
тики.
Рассмотрим закономерности изменения в зависимости от мощности
Рэ важнейших технологических параметров энергоблока ВВЭР при
этой программе регулирования (рис. 6.4, а). Пусть номинальному ре-
жиму энергоблока соответствуют значения температуры теплоносителя
при выходе из активной зоны Т*ых, при входе в нее Т*х и средней
температуры Г5Р, характеризуемые соответственно точками а , с и Ъ.
Количество теплоты, воспринимаемой в активной зоне за единицу вре-
мени проходящим через нее теплоносителем (тепловая мощность реак-
тора) , равно
Ql = GlCl(T»blx-Tfx), (6.20)
где G\ и с\ — массовый расход теплоносителя и его удельная тепло-
емкость.
201
A>/x
Вых
6)
*1
ь'
°2
.1
ег
PJ 5
^ /b' b
♦к TV
/'ч \d'
\\
е
.Ль/Х
-ср
г5х
J/
^
вьех
Рис.6.4. Характеристики энергоблока ВВЭР при различных программах
регулирования: а - при постоянной средней температуре теплоносителя в первом
контуре; б - при постоянном давлении во втором контуре; в - при комбиниро-
ванной программе регулирования; г - при скользящем давлении во втором
контуре
В реакторных установках ВВЭР, как правило, применяют главные
циркуляционные насосы с нерегулируемым приводом. Если при изме-
нении режима не меняется число находящихся в работе ПДН, то можно
202
считать, что G\ = const. В таком случае тепловая мощность реактора
Qj прямо пропорциональна разности температур твых _ Tfx, и мерой
ее в масштабе G\c\ можно считать разность ординат, соответствующих
характеристикам Гвых (Рэ) и Гвх (Рэ) при той или иной мощности бло-
ка Рэ. При номинальном режиме блока тепловая мощность реактора
измеряется отрезком ас.
С уменьшением мощности блока Рэ средняя температура тепло-
носителя ГЗ5 сохраняется неизменной (отрезок bbi). Поскольку сни-
жение тепловой мощности реактора Q\ достигается уменьшением
разности температур Т вых - !ГВХ, это предопределяет характер изме-
нения температуры теплоносителя при выходе из активной зоны Гвых
и при входе в нее Твх, характеризуемого соответственно линиями abi
и cby. При этом температура теплоносителя, выходящего из активной
зоны, снижается по мере уменьшения мощности блока Рэ, а температура
теплоносителя при входе в активную зону, напротив, повышается.
В пределе, при очень малых значениях мощности, обе температуры
Твых и Гвх стремятся к среднему значению Т^9 характеризуемому
точкой Ьх на рис. 6.4, а.
В стационарных режимах почти все количество теплоты Q\, воспри-
нятой теплоносителем в активной зоне реактора (за вычетом обычно
весьма незначительных потерь теплоты в окружающее пространство
через изоляцию оборудования первого контура, а также потерь, связан-
ных с утечками теплоносителя из контура), через поверхность тепло-
обмена парогенераторов передается теплоносителю второго контура,
за счет чего в них генерируется пар, направляемый в турбины. Коли-
чество теплоты, передаваемой при этом за единицу времени из первого
контура во второй, определяется соотношением
21-11 = ^(7^-7^), (6.21)
где к — коэффициент теплопередачи; F — суммарная эффективная
площадь поверхностей теплообмена парогенераторов; 7* — температура
насыщения рабочего тела во втором контуре.
Уравнение (6.21) справедливо для горизонтальных парогенера-
торов, нашедших применение в ядерной энергетике. В случае применения
вертикальных парогенераторов с выделенным экономайзерным участ-
ии
ком в это уравнение вместо температуры насыщения 1 следует под-
ставлять среднюю температуру теплоносителя во втором контуре паро-
генератора Т.?Р, которая меньше температуры насыщения. При этом
сохраняют силу основные принципиальные выводы, сделанные на основе
уравнения (6,21).
203
Если в первом приближении считать коэффициент теплопередачи к
не меняющимся с изменением режима работы парогенератора, то вели-
чина (2i - п однозначно определяется разностью температур 7*£р - Tg,
т. е. мерой ее является разность ординат характеристик Т^ (Рэ)
и Т11(РЭ), взятых при интересующем нас значении Рэ. При номинальном
режиме блока эту разность характеризует отрезок bd. С понижением
мощности блока величина Q\ - ц уменьшается. Следовательно, умень-
шается разность температур Т^ - Т . Так как при рассматриваемой
программе регулирования ГЯ5 = const, то снижение мощности блока
сопровождается повышением температуры Т (линия dbx на рис. 6.4, а).
Эта температура однозначно определяется давлением рц во втором
контуре. Таким образом, по мере снижения мощности блока Рэ воз-
растает давление пара рц, направляемого к турбине (линия ее1).
Достоинство рассматриваемой программы регулирования — поддер-
жание неизменной средней температуры теплоносителя в первом кон-
туре, что обеспечивает наименьшие в сравнении с другими программами
изменения температурного состояния корпуса реактора и других эле-
ментов первого контура при переходе от одного режима к другому.
Второе важное достоинство этой программы связано с возможностью
регулирования реактора за счет температурного эффекта реактивности.
Пусть, например, в некоторый момент времени перемещены в сторону
открытия регулирующие клапаны турбины энергоблока, до того рабо-
тающего в стационарном режиме с мощностью, меньшей номинального
значения. Перемещение клапанов турбины увеличивает расход пара
и ее мощность, вместе с тем снижая давление в паропроводах и паро-
генераторах со стороны второго контура. При этом понижается темпе-
ратура насыщенного пара Т , что в соответствии с уравнением (6.21)
увеличивает отвод теплоты от первого контура. Поскольку реактор
работает еще в исходном режиме, увеличение Q\ _ ц приводит к сни-
жению средней температуры теплоносителя Т?& в первом контуре.
Как показано в § 3.2, при этом высвобождается положительная реак-
тивность, определяемая уравнением (3.20), и реактор переходит в над-
критическое состояние, сопровождающееся увеличением мощности
реактора Р^. Увеличивающийся под влиянием этого подвод теплоты Q\
к теплоносителю повышает его среднюю температуру. Повышение мощ-
ности реактора продолжается до тех пор, пока не будет достигнута
исходная температура теплоносителя. Ее восстановление, ликвидируя
приращение реактивности под влиянием температурного эффекта, воз-
вращает реактор в критическое состояние, и он далее работает в новом
стационарном режиме с увеличенной мощностью. Таким образом, про-
грамма регулирования блока с постоянной средней температурой тепло-
носителя в первом контуре обеспечивает требуемое изменение мощности
204
реактора без воздействия на органы СУЗ, что обеспечивает сохранение
того поля энерговыделения, которое было на исходном режиме*.
В связи с изложенным рассматриваемую программу регулирования
считают наиболее благоприятной для первого контура. Вместе с тем
заметим, что, как следует из рис. 6.4, а, при этом с изменением режима
работы энергоблока меняется также температура теплоносителя при
" Ti ВЫХ
выходе из активной зоны Tf и соответственно этому температурное
состояние корпуса реактора в зоне максимальных температур, т. е.
в наиболее термонапряженной части корпуса. Поэтому некоторые спе-
циалисты считают предпочтительной программу регулирования
Т*ых = const.
Главный недостаток программы регулирования с постоянной сред-
ней температурой теплоносителя в первом контуре — повышение давле-
ния пара рц во втором контуре при снижении мощности энергоблока
(рис. 6.4, а). Этим обусловлена необходимость проектирования паро-
генераторов и главных паропроводов для работы с давлением, большим
номинального, что увеличивает затраты металла и ухудшает маневрен-
ные свойства теплоэнергетического оборудования второго контура.
Если же возникает необходимость перевода на работу с 7\ср = const
энергоблока, спроектированного для других программ регулирования,
то для обеспечения надежности и безопасности его работы при пони-
женных нагрузках вынужденным решением оказывается понижение
начального давления пара во втором контуре при номинальном режиме,
что снижает экономичность турбоустановки и блока в целом. Кроме
того, повышение давления рц при снижении мощности блока вызы-
вает необходимость большего, чем при других программах регулиро-
вания, прикрытия регулирующих клапанов турбин, что увеличивает
степень дросселирования пара в них и влажность в паровпускной части
турбины. Это снижает тепловую экономичность и эрозионную надеж-
ность турбины. Вследствие отмеченного программу регулирования
Tjp = const без сочетания с другими программами в современных
условиях применяют редко.
Программа регулирования энергоблоков ВВЭР с постоянным на-
чальным давлением пара во втором контуре. Эта программа (рис. 2.2, б)
как наиболее благоприятная для парогенерирующего оборудования
второго контура нашла широкое применение для энергоблоков с реак-
торами ВВЭР. Закономерности изменения основных параметров энерго-
блока в зависимости от его мощности Рэ представлены на рис. 6.4, б.
Сохранение при всех режимах постоянного начального давления рц,
* Строго говоря, некоторое (обычно небольшое) воздействие на органы
СУЗ при этом необходимо для компенсации мощностного эффекта реактивности.
205
а следовательно, и температуры насыщенного пара 7" во втором кон-
туре обеспечивает практически неизменное температурное состояние
парогенераторов, паропроводов и корпусов стопорно-регулирующих
клапанов турбины. Неизменность давления рц позволяет при том же
оборудовании второго контура, что применено для программы регу-
лирования Т^Р = const, использовать при номинальном режиме более
высокие параметры пара перед турбиной, что повышает тепловую
экономичность турбоустановки. Однако при этом в соответствии с фор-
мулой (6.21) для передачи требуемого количества теплоты от первого
контура необходимо повысить температуру теплоносителя в первом
контуре. Чтобы предотвратить вскипание теплоносителя и сохратить
необходимый запас до кризиса теплообмена, требуется повысить давле-
ние теплоносителя в первом контуре. Так как средняя температура
теплоносителя в первом контуре при рассматриваемой программе
регулирования не поддерживается постоянной, что связано с измене-
нием его объема, необходимы увеличенные размеры компенсатора
давления.
Изменение средней температуры теплоносителя в первом контуре,
вызывая температурные напряжения в корпусе реактора, ухудшает
его маневренные свойства. Сопутствующее отклонениям температуры
в первом контуре изменение реактивности реактора за счет темпера-
турного эффекта требует для его компенсации соответствующего
воздействия на органы управления реактором, что может стать причиной
повышения неравномерности полей энерговыделения в активной зоне
реактора. Однако несмотря на это программа регулирования рц = const
относится к числу наиболее распространенных.
Комбинированная (компромиссная) программа регулирования
энергоблоков ВВЭР. Программа регулирования с постоянной средней
температурой теплоносителя в первом контуре наиболее благоприятна
для оборудования первого контура, а программа регулирования с по-
стоянным начальным давлением пара во втором контуре — для паро-
генераторного оборудования и паропроводов второго контура. Стрем-
ление в наибольшей мере использовать достоинства каждой из этих
программ регулирования, ослабив по возможности их недостатки,
привело к тому, что в некоторых случаях используют как компро-
миссное решение комбинированные программы регулирования
(рис. 2.2, г). В диапазоне нагрузок около номинальной поддерживают
постоянной среднюю температуру теплоносителя в первом контуре,
а начиная с некоторой частичной нагрузки дальнейшее ее снижение
производят при постоянном давлении пара во втором контуре. Законо-
мерности изменения основных технологических параметров в зависи-
мости от мощности блока Рэ приведены на рис. 6.4, е. Как следует
из приведенных графиков, эта программа допускает некоторое повы-
шение давления во втором контуре при снижении мощности блока.
206
Однако из-за перехода при некоторой мощности к поддержанию постоян-
ного давления это повышение сравнительно невелико.
Комбинированная программа регулирования применена, в част-
ности, для энергоблоков ВВЭР-1000. В диапазоне мощности от 100
до 80% номинальной блок работает при Т^ = const. Поскольку блок
предназначен в основном для работы при значениях мощности, близких
к номинальной, и глубина разгрузки в нормальных условиях эксплуата-
ции не превышает 20% Рцом> это предопределяет, что большую часть
своей рабочей кампании блок работает при постоянной средней темпе-
ратуре теплоносителя в первом контуре. В то же время сравнительно
узкий диапазон использования этой программы регулирования обеспе-
чивает приемлемые границы отклонения давления рц при больших
изменениях режима работы, что существенно смягчает отмеченные
выше отрицательные стороны программы регулирования Т?& = const.
Программа регулирования энергоблоков ВВЭР со скользящим
начальным давлением пара во втором контуре. В последнее время все
большее внимание как отечественных, так и зарубежных специалистов
привлекает вопрос о целесообразности применения скользящего давле-
ния пара во втором контуре (рис. 2.2, в), впервые предложенного для
влажнопаровых турбоустановок АЭС независимо друг от друга ПОАТ
ХТЗ и СПбГТУ [3, 22]. При этой программе регулирования, широко
используемой для энергоблоков тепловых электростанций, регули-
рующие клапаны турбины при всех стационарных режимах находятся
в одном и том же положении, а расход пара турбиной и ее мощность
регулируются изменением давления пара во втором контуре. Взаимо-
связь между давлением свежего пара рц и расходом пара G опреде-
ляется формулой Стодолы [22, 52]
PllfPllHOM ^G/GHOM.
Пренебрегая в первом приближении изменением изоэнтропийного
перепада энтальпий и КПД, можно считать давление пара пропорциональ-
ным мощности турбины. Безусловно, при использовании этой програм-
мы регулирования речь не идет о снижении давления до нуля. Давление
может снижаться до минимального допустимого значения, ограничи-
ваемого надежностью ЯППУ.
Дальнейшее снижение мощности турбины проводят при этом мини-
мальном допустимом давлении, прикрывая регулирующие клапаны
турбины. К настоящему времени имеется первый положительный опыт
эксплуатации энергоблоков АЭС с влажнопаровыми турбинами при
скользящем давлении. Однако в целом рассматриваемую проблему
для ядерной энергетики пока еще нельзя считать решенной, поскольку
перевод на скользящее давление радикально изменяет условия работы
Практически всех элементов энергоблока, о чем свидетельствуют харак-
теристики на рис. 6.4, г. Существенно изменяются рабочие процессы
207
в паропроизводящей и паротурбинной установках, нейтронно-физи-
ческие характеристики реактора, температурные режимы реактора,
парогенераторов и т. д. Оценка влияния всего этого комплекса факто-
ров на технико-экономические показатели, маневренные характеристики
и надежность энергоблоков может быть дана лишь в результате всесто-
ронних исследований и накопления опыта длительной эксплуатации.
Ниже сделано обобщение результатов расчетно-теоретических и экс-
периментальных исследований различных аспектов применения сколь-
зящего давления, а также накопленного к настоящему времени опыта
практического применения этой программы регулирования.
Работа при скользящем начальном давлении пара наиболее благо-
приятна для турбинного оборудования АЭС, особенно для турбин с дрос-
сельным парораспределением, широко применяемых в ядерной энерге-
тике [3]. На термодинамическую эффективность работы при сколь-
зящем давлении существенное влияние оказывают особенности тепло-
вых схем АЭС, связанные с применением влажного пара, его сепарации
и паро-парового промежуточного перегрева.
Рис. 6.5. Процессы расширения пара в ЦВД турбины при постоянном и скользящем
давлении на h s-диаграмме
При номинальном режиме в турбину поступает сухой насыщенный
пар с параметрами, определяемыми в Л 5-координатах точкой А0
(рис. 6.5). При этом весь процесс расширения пара в ЦВД турбины,
изображаемый линией А0В0) происходит в области влажного пара,
а степень сухости х пара, выходящего из ЦВД, соответствует точке
В0. При постоянном давлении на частичной нагрузке вследствие дроссе-
лирования в регулирующих клапанах, изображаемого линией А0А,
пар уже перед соплами первой ступени имеет определенную влажность
208
уь соответствующую точке А. Весь процесс расширения А В в ЦВД
протекает при большей влажности у, чем на номинальном режиме
(рис. 6.6). При эквивалентных режимах со скользящим давлением
к соплам первой ступени подводится насыщенный пар, состояние кото-
Рис.6.6. Изменение влажности пара у по ступеням влажнопаровой турбины с на-
чальным давлением 6,5 МПа при постоянном ( /) и скользящем ( 2) начальном
давлении
влажность.)' за последней ступенью ЦВД; влажность^ за пос-
ледней ступенью 1ДНД; — . — . — влажность^ ^ перед соплами первой ступени
рого определяется точкой А' на рис. 6.5, а весь процесс расширения
А'В' в ЦВД протекает при меньшей влажности, чем процесс АВ. Это
благоприятно влияет на эрозионную надежность, а также повышает
внутренний относительный КПД цилиндра.
Естественная граница целесообразного применения скользящего
давления для влажнопаровых турбин определяется давлением, соответ-
ствующим точке А". При этом процессы расширения (линия А"В")
для постоянного и скользящего давления совпадают. Если продолжать
далее понижать давление, то это приведет к большей влажности в ЦВД,
чем в случае дросселирования в регулирующих клапанах. Определяемый
отрезком А0А" диапазон режимов расширяется с повышением номи-
нального начального давления пара. При номинальном давлении свежего
пара, меньшем 3 МПа, чему соответствуют точки на правой ветви погра-
ничной кривой (х = 1), применение скользящего давления с термо-
динамической точки зрения нерационально.
С целью уменьшения влажности пара на последних ступенях турбин
в тепловых схемах АЭС применяют сепараторы или совмещенные сепа-
раторы — промежуточные пароперегреватели (СПП). Состояние пара
после сепаратора определяется точкой С. Так как при скользящем
давлении влажность пара при входе в сепаратор меньше, чем на сход-
ственном режиме при постоянном давлении, в сепараторе при сколь-
зящем давлении за единицу времени определяется меньшая масса влаги,
209
а через ЧНД проходит за то же время большая масса пара, что также
благоприятно сказывается на КПД турбины. По мере снижения, мощ-
ности отличие во влажности пара, покидающего ЦВД, увеличивается
(рис. 6.6), вследствие чего возрастает составляющая термодинами-
ческого выигрыша от скользящего давления, определяемая сепарацией
влаги. С повышением при номинальной мощности разделительного
давления, при котором производится сепарация, выигрыш от скользя-
щего давления возрастает ввиду того, что при этом возрастает различие
степеней влажности за ЦВД при постоянном и скользящем начальном
давлении.
При многоступенчатой сепарации выигрыш от перехода к скользя-
щему давлению обусловлен только первой ступенью сепарации. Вторая
и последующие ступени сами по себе не создают ни дополнительных
потерь, ни дополнительного выигрыша, связанных со скользящим
давлением. Однако общий выигрыш от скользящего давления для
турбин с многоступенчатой сепарацией оказывается большим. Это свя-
зано с выбором более высокого давления в первом сепараторе, а также
с увеличением перепада энтальпий ЦСД и ЦНД турбины.
Переход к скользящему давлению меняет условия работы системы
промежуточного перегрева пара. Если блок работает при постоянном
давлении, то по мере снижения нагрузки температура пара после пром-
нерегрева Тпм возрастает (рис. 6.7). Причина этого — уменьшение
гидравлического сопротивления паропровода, подводящего греющий
пар к СПП, при уменьшении расхода греющего пара. При скользящем
давлении температура греющего пара со снижением мощности блока
уменьшается, что приводит к понижению температуры промперегрева.
Из-за этого влажность пара на последних ступенях ЦНД при скользя-
щем давлении оказывается большей, чем при такой же мощности в слу-
чае работы с постоянным давлением (рис. 6.6), однако остается мень-
шей, чем на номинальном режиме. Хотя при этом возрастают потери
от влажности в ЦНД, снижение температуры промперегрева, производи-
мого свежим паром, приносит термодинамический выигрыш, так как
меньшая энергия греющего пара затрачивается на получение пара мень-
шего потенциала. Это подтверждается результатами испытаний, прове-
денных СПбГТУ совместно с электростанциями на турбоустановках
К-220^4, К-500-65/3000, К-1000-60/1500 в широком диапазоне режимов.
На всех исследованных режимах отключение второй ступени пром-
перегрева при неизменной мощности реактора повышало мощность
турбины, т. е. увеличивало КПД турбоустановки [22, 46]. При этом
выигрыш возрастал с ростом номинального давления пара, а также
с ростом давления в конденсаторе.
Совокупность отмеченных факторов позволяет сделать вывод,
что применение скользящего давления для влажнопаровых турбоуста-
новок приводит к повышению их тепловой экономичности, если номи-
210
нальное давление свежего пара превышает 3 МПа. Достигаемый выигрыш
возрастает с повышением номинального давления свежего пара, а также
с повышением давления в конденсаторе. Следовательно, применение
скользящего давления более эффективно в южных районах, а также
на электростанциях с градирнями, и особенно намечаемыми к исполь-
зованию в перспективе "сухими" градирнями. Как следует из приве-
денных на рис. 6.8, л результатов расчетов тепловых балансов, выигрыш
bq = (<7т1Д ■ <7сд)/4пД' гпе <7пд и ?СД ~ удельные расходы теплоты
соответственно при постоянном и скользящем давлении, в удельном
К
520
510
500
0,4 0,6 0,8 1,0
Рис.6.7. Изменение температуры промежуточного перегрева пара в зависимости
от электрической мощности генератора при постоянном ( 1) и скользящем (2)
давлении ( по опытам СПбГТУ)
расходе теплоты при частичных нагрузках от применения скользящего
давления достигает 0,65% для турбоустановки К-220-44; 1,8% для
К-500-60/1500; 1-1,2% для К-500-65/3000; 0,5-2% для К-1000-60/3000.
Для сопоставления на том же графике приведено изменение удельного
расхода теплоты турбоустановкой К-1200-65/450/3000 с паро-паровым
промперегревом. Для нее скользящее давление также повышает тепло-
вую экономичность.
Полученные результаты были проверены экспериментально при
выполненных СПбГТУ совместно с электростанциями натурных испы-
таниях турбоустановок К-220-44, К-500-65/3000 и К-500-60/1500
[22, 46]. С целью уменьшения погрешности испытания проводились
методом парных опытов (см. § 6.1), при этом
«<? нетто =Д^Д,
где Р^ и АРЭ — электрическая мощность генератора при постоянном
давлении и ее приращение при переходе к скользящему давлению.
Опыты повторялись по нескольку раз. Как следует из приведенных
211
О
/
/
/
г
h
на рис. 6.8, б результатов испытаний, во всех опытах перевод влажно-
паровых турбоустановок на скользящее давление давал выигрыш
в тепловой экономичности. Этот выигрыш достигал 0,5-0,6% для Турбо-
установок К-220^4 и 0,21% для К-500-60/1500 при суммарной мощности
обеих турбин блока ВВЭР-1000, равной 856,7 МВт. Для турбоустановки
К-500-65/3000 удельный расход теплоты при переходе к скользящему
давлению уменьшался на 1,4%, а в сочетании с отключением второй
ступени промперегрева — на 3,5%.
0,6 0,8 1,0 0,5 0,6 0,7 0,8 0,3 1,0
Рис.6.8. Изменение удельного расхода теплоты bq различными турбоустанов-
ками при переходе к скользящему давлению: а - расчетные данные; 6 - экспери-
ментальные данные
i-K-1000-60/3000; 2-К-500-6О/1500; 5-К-500-65/3000; 4-К-1200-65/3000-450;
5 - К-220-44; сплошные линии - &7нетто; штриховые - &7брутго; штрих-
пунктирные -&?нетто при сочетании скользящего давления с отключением второй
ступени промперегрева
Еще больший выигрыш в тепловой экономичности дает скользящее
давление в сопоставлении с программой регулирования блока при
постоянной средней температуре теплоносителя в первом контуре.
Работа со скользящим давлением естественно сочетается с пуском
блока при скользящих начальных параметрах пара, позволяя сократить
длительность пусковых операций и связанные с этим затраты теплоты.
Реализация скользящего давления производится ручным или авто-
матическим поддержанием в стационарных режимах одного и того же
положения регулирующих клапанов турбины при различной мощности
реактора.
Особенности работы реакторной установки при различных про-
граммах регулирования энергоблоков. Выбор программы регулиро-
вания оказывает серьезное влияние на эксплуатационные характе-
ристики реакторов. Наиболее существенным фактором, влияющим
при этом на характеристики водо-водяных реакторов, является изме-
212
нение средней температуры теплоносителя Г£р в первом контуре
(см. рис. 6.4).
Если понизить давление pjj во втором контуре, то в соответствии
с формулой (6.21) возрастет значение Q\_\\, что нарушит тепловой
баланс первого контура. Если при этом отсутствуют управляющие
воздействия на реактор, то увеличение отвода теплоты из первого кон-
тура вызовет понижение средней температуры теплоносителя в нем
Т?Р. Это выведет реактор в надкритический режим и будет увеличивать
нейтронный поток в активной зоне. Совместным изменением в той или
иной пропорции давления пара во втором контуре, перемещением стерж-
ней управления и изменением концентрации растворенной в теплоно-
сителе борной кислоты может быть реализован любой закон измене-
ния мощности реактора. Это позволяет рассматривать изменение давле-
ния pjj во втором контуре как дополнительный способ управления
реактором [46].
При этом следует иметь в виду, что изменение давления влияет
на мощность реактора и турбины в противоположные стороны. Так,
понижение давления рц без других регулирующих воздействий увели-
чивает мощность реактора и уменьшает мощность турбины. Возни-
кающее противоречие может быть разрешено двумя способами. Первый
из них связан с повышением мощности турбины открытием ее регули-
рующих клапанов. Так реализуется рассмотренная выше программа
регулирования с постоянной средней температурой теплоносителя
в первом контуре.
Второй способ разрешения отмеченного выше противоречия —
уменьшение мощности реактора опусканием стержней СУЗ или повы-
шением концентрации борной кислоты в теплоносителе первого кон-
тура. Таким путем реализуется программа регулирования с постоянным
положением регулирующих клапанов турбины. Обычно теплоэнергетики,
говоря о скользящем давлении, имеют в виду именно этот частный
случай. Та же общепринятая в теплоэнергетике терминология сохра-
нена и в данной книге. При такой программе регулирования понижение
давления во втором контуре создает дополнительный оперативный запас
реактивности. В некоторых практически важных эксплуатационных
ситуациях он может быть весьма эффективно использован для повы-
шения экономичности и улучшения маневренных свойств энергоблока.
Примеры этого будут приведены ниже.
В последнее время интерес к температурному регулированию мощ-
ности реактора, впервые предложенному СПбГТУ [46], проявляет ряд
американских и швейцарских фирм, в частности "Вестингауз"
[5, 63, 64]. Достоинства его — не деформируются поля энерговыделения,
способ обладает достаточным быстродействием и легко поддается авто-
матизации. Так как по мере выгорания топлива концентрация борной
кислоты в теплоносителе снижается, что усиливает температурный
213
эффект реактивности, то возможности температурного регулирования
к концу рабочей кампании расширяются. По мнению ряда авторов [63],
температурное регулирование реакторов может быть эффективно
использовано для регулирования частоты в энергосистемах, быстрого
набора мощности, минимизации борного водообмена.
Одна из важнейших эксплуатационных характеристик активной
зоны, обеспечивающая безопасность работы энергоблока, запас
по кризису теплообмена (см. § 6.6). Давление теплоноси-
теля в первом контуре поддерживается постоянным с помощью авто-
матического регулятора компенсатора давления. При программе регули-
рования с постоянной средней температурой теплоносителя в первом
контуре сохраняется при всех режимах практически неизменным запас
температуры до кризиса теплообмена. Применение программ регули-
рования с постоянным, и особенно со скользящим, давлением пара
во втором контуре, при которых уменьшаются по мере снижения мощ-
ности энергоблока средняя температура теплоносителя и его темпе-
ратура при входе в активную зону, увеличивает запас по кризису тепло-
обмена (см. рис. 6.4, б и г). Это открывает возможности повышения
эффективности энергоблоков при некоторых эксплуатационных
ситуациях. За счет этого открывается принципиальная возможность
увеличения тепловой мощности. В том частном случае, когда, например,
опасность одновременного заклинивания двух ГЦН энергоблока
ВВЭР^140 вынуждало из-за снижения запаса по кризису теплообмена
ограничивать допустимую тепловую мощность ЯППУ значением 36%
номинальной, понижение давления во втором контуре с 4,7 до 3,7 МПа,
позволило, сохранив требуемый запас по кризису теплообмена, уве-
личить тепловую мощность ЯППУ до 47,5% номинальной [41].
В первом контуре ЯППУ с реакторами ВВЭР обычно применяют
несколько параллельно работающих ГЦН с нерегулируемыми асин-
хронными электродвигателями герметичного исполнения. При умень-
шении мощности блока обычно поочередно отключают часть ГЦН. При
этом происходит изменение характеристик энергоблока при разных
программах регулирования. В момент отключения ГЦН скачкообразно
меняется расход теплоносителя G\ в первом контуре [53]. При этом
в соответствии с формулой (6.20) дискретно изменяются значения
температуры теплоносителя при входе в активную зону и выходе из
нее. Строго говоря, при изменении расхода теплоносителя в связи с изме-
нением его скоростей и связанных с ними чисел Рейнольдса будут изме-
няться коэффициенты теплоотдачи от теплоносителя первого контура
к металлу поверхностей теплообмена парогенераторов. Соответственно
этому уменьшится коэффициент теплопередачи к, следствием чего
согласно уравнению (6.21) станет увеличение разности температур
гср_ ГИ При
программе регулирования Т^ = const отключение ГЦН
приведет к понижению давления pjj во втором контуре. При програм-
214
мах регулирования с постоянным и скользящим начальным давлениях
во втором контуре с отключением ПДН повышается средняя темпе-
ратура теплоносителя в первом контуре.
Следует также иметь в виду, что средняя температура теплоно-
сителя в активной зоне реактора является среднеинтегральной (эффек-
тивной), которая вовсе не обязательно совпадает со среднеарифмети-
ческой [53]. Отличие этих температур обусловлено неравномерностью
энерговыделения как по радиусу активной зоны, так и по ее высоте,
а также неравномерностью расходов теплоносителя по отдельным частям
активной зоны.
Как уже отмечалось, для реакторного оборудования энергоблока
предпочтительна программа регулирования Т^ = const, а для оборудо-
вания второго контура — программы регулирования с постоянным
или скользящим давлением. В связи с этим заслуживают внимания
попытки поиска возможностей хотя бы частичной реализации одно-
временно различных программ регулирования первого и второго кон-
туров [22, 53]. В определенной зоне режимов -принципиально дости-
жимо одновременное поддержание постоянной средней температуры
теплоносителя в первом контуре и постоянного давления во втором
контуре для энергоблоков ВВЭР с вертикальными парогенераторами,
имеющими выделенную экономайзерную зону [12].
При программах регулирования с постоянным или скользящим
давлением во втором контуре отключение ПДН уменьшает диапазон
изменения Т?9, особенно если предусмотреть поочередное отключение
нескольких ГЦН при различной мощности. Это ослабляет недостаток
рассматриваемых программ регулирования, связанный с изменением
Т?Р. В связи с этим заслуживают внимания поиски, направленные на
обеспечение регулирования расхода теплоносителя в первом контуре,
например тиристорного регулирования частоты вращения асинхронных
электродвигателей.
Программы регулирования энергоблоков РБМК и БН. Для энерго-
блоков с реакторами РБМК применяется, как правило, программа
регулирования с постоянным давлением свежего пара. Это обусловлено
тем, что при иных программах регулирования вследствие одноконтур-
ности тепловой схемы давление изменяется и в технологических кана-
лах реактора. В свою очередь такие изменения давления изменяют
объемное паросодержание в технологических каналах. Из-за положи-
тельного парового эффекта реактивности реакторов РБМК, неблаго-
приятно влияющих на собственную устойчивость реактора и переход-
ные процессы нейтронной кинетики в его активной зоне, отклонения
Давления нежелательны.
Программа регулирования скользящим начальным давлением пара
изменяет условия работы канальных реакторов в большей мере, чем
водо-водяных, поскольку снижение давления и температуры тепло-
215
носителя непосредственно в каналах реактора понижает температуру
топлива и графита, плотность пара и увеличивает объемное паросодержа-
ние. Снижение температуры замедлителя уменьшает запас реактив-
ности, а рост объемного паросодержания увеличивает его. Преобла-
дающее влияние оказывает объемное паросодержание [46]. Как и для
водо-водяных реакторов, скользящее давление является дополнитель-
ным способом управления реакторами РБМК. Экспериментами на
блоке РБМК-1000 подтверждено, что неравномерность нейтронного
потока при скользящем давлении меньше, чем на таких же уровнях
мощности при других программах регулирования [46]. Хотя дости-
гаемое при скользящем давлении увеличение оперативного запаса реак-
тивности в принципе может быть использовано, например, для преодо-
ления ксенонового отравления реактора, все же применение для опера-
тивного управления блоком программы регулирования, базирующейся
на использовании парового эффекта реактивности, в современных
условиях, когда резко повышены требования к безопасности реакторов,
представляется неоправданным. Вместе с тем не следует упускать из
виду, что эта программа регулирования сохраняет для турбоустановок
те же преимущества, что и для блоков с реакторами ВВЭР. Она обеспе-
чивает самую высокую в сравнении с другими программами тепловую
экономичность турбоустановки (см. рис. 6.8). Это позволяет эффек-
тивно использовать идеи, заложенные в программе, в некоторых экс-
плуатационных ситуациях. В эксплуатационной практике иногда возни-
кает необходимость вынужденной работы энергоблока по тем или иным
причинам в течение более или менее длительного времени в базовом
режиме с пониженной мощностью. В таких ситуациях может оказаться
рациональным вместо эксплуатации блока при номинальном давлении
с частично прикрытыми регулирующими клапанами турбин разовый
его перевод на пониженное давление открытием регулирующих кла-
панов при постоянной мощности реактора и последующая работа с этим
пониженным, но постоянным давлением и полностью открытыми регу-
лирующими клапанами турбин. Это позволяет получить при той же
ограниченной мощности реактора большую электрическую мощность
блока.
Для энергоблоков с реакторами БН, которые даже в достаточно
дальней перспективе будут оставаться базовыми, вопросы выбора про-
граммы регулирования имеют достаточно ограниченное значение. Тем
не менее даже для этих энергоблоков нельзя исключить ситуации, когда
они будут вынужденно работать с пониженной мощностью. Возможность
изменения реактивности таких реакторов в переходных режимах прак-
тически полностью обусловлена плотностным температурным эффектом,
т. е. изменением среднеинтегральной температуры теплоносителя в ак-
тивной зоне [53]. Поэтому для таких блоков наиболее рациональна
программа с постоянной среднеинтегральной температурой теплоноси-
теля в первом контуре. Применение трехконтурной тепловой схемы
216
расширяет возможности вариаций подпрограмм регулирования других
контуров, в том числе подпрограммы регулирования турбоустановки.
Реализация принятой программы регулирования блока любого типа
производится системой его автоматического регулирования. Отступ-
ления от принятой программы связаны со снижением экономичности
и надежности блока. Это предъявляет высокие требования к статической
точности автоматического поддержания важнейших технологических
параметров. Изменение программы регулирования блока требует изме-
нения системы его регулирования. Сказанным определяется тесная
взаимосвязь технологии эксплуатации и автоматизации технологических
процессов, необходимость их совместного рассмотрения на всех стадиях
проектирования, монтажа, наладки и эксплуатации энергоблока.
6.3. Работа системы регенеративного подогрева
питательной воды при переменных режимах
Влияние режима работы системы регенерации на тепловую эконо-
мичность турбоустановки. Регенеративные подогреватели подключены
к камерам нерегулируемых отборов пара из турбины, давление в кото-
рых меняется при изменении режима работы турбины. Этим фактором,
а также изменением расхода проходящей через подогреватели питатель-
ной воды определяются изменения условий работы системы регенера-
тивного подогрева питательной воды (РППВ) и ее влияние на характе-
ристики турбоустановки в целом.
КПД турбоустановки, работающей как на влажном, так и на пере-
гретом паре, описывается соотношением [22]
* ПТУ = P/Q ПТУ = *?r40/V (6'22>
где r\t — термический КПД цикла; кр — коэффициент регенерации.
При малых отклонениях величин, входящих в уравнение (6.22),
можем получить
6т?Пту =8r)t +8r)oi +6fcp, (6.23)
где
бг?пту = Дт?пту/г7ПТУ ; 5т? г = AvtMt',
5г?о/ =Дт?о//т?о/; 8кр = Акр(кр.
Таким образом, относительное приращение КПД турбоустановки
равно сумме относительных приращений сомножителей в правой части
Уравнения (6.22). Уравнение (6.23) позволяет раздельно анализировать
роль каждого из этих сомножителей.
217
Количество теплоты, подводимой за единицу времени к пару, выхо-
дящему из ЯППУ, равно
<2пТУ =(G + ССПП) (Л о - А п.в). (6-24)
а для турбоустановок с промежуточным перегревом, производимым
в парогенераторах,
2п.ТУ = G(ho -Ап.в) +Gl(hn-h1).
В этих уравнениях G — расход пара турбинами, входящими в состав
блока; Gqhyj — расход свежего пара, используемого в качестве грею-
щего в промежуточном перегревателе; Gi — расход нагреваемого пара
в промежуточном перегревателе; hQ — энтальпия пара, выходящего
из ЯППУ; /гп_в — энтальпия питательной воды; Л п и /г i — энтальпии
пара соответственно при выходе из промежуточного перегревателя
и при входе в него.
Термический КПД цикла
vt =#гА?яппу
представляет собой КПД турбоустановки с идеальной турбиной без
потерь в проточной части (с изоэнтропийным расширением), не имеющей
регенерации. Здесь Ht — располагаемый (изоэнтропийный) перепад
энтальпий в турбине; 4яппу "" количество теплоты, которое было бы
подведено за единицу времени к 1 кг генерируемого в ЯППУ пара при
отсутствии системы РППВ.
Коэффициент регенерации определяется соотношением [22]
1 — ЪР-
кр = —i, (6.25)
1 - Яр
где ЕР/ = XPj/Р* ; ЕР/ — суммарная мощность, недовыработанная
в турбине паром регенеративных отборов; Р* — мощность, которая
была бы выработана турбиной, если бы весь поступивший из ЯППУ
пар прошел все ступени; q~p = ^р/^п.в; <7п.в — количество теплоты,
подведенной в цикле к 1 кг рабочего тела; qp = /гп.в - h'z — коли-
чество теплоты, подведенной к 1 кг рабочего тела в системе РГШВ_;
h 2 — энтальпия конденсата пара, прошедшего турбину. Величина ЕР/
в формуле (6.25) представляет собой относительную мощность, недовы-
работанную в турбине паром, отобранным для регенерации. Величину qp
в той же формуле будем называть степенью регенерации.
Она показывает, какая часть общего количества теплоты, подводимой
в цикле к 1 кг рабочего тела, подается к нему в системе РППВ. Вели-
чины ЕР/ и q p всегда меньше единицы; меньшими единицы являются
и числитель, и знаменатель в формуле (6.25), но результирующий коэф-
фициент регенерации всегда больше единицы.
218
Из уравнений (6.22) и (6.23) следует, что под влиянием системы
РППВ КПД турбоустановки повышается. Количественной характеристи-
кой этого влияния является коэффициент регенерации. В этом смысле
мы будем в дальнейшем говорить об эффективности регенерации, пони-
мая под ней ее роль в общем КПД турбоустановки при различных режи-
мах работы последней.
В тепловых схемах влажнопаровых турбоустановок сепарат, отде-
лившийся в сепараторе от вышедшего из ЦВД пара, и конденсат
греющего пара из промежуточного перегревателя отводятся в систему
РППВ, где их теплота используется для подогрева питательной воды.
Доля теплоты этих потоков составляет существенную часть общего
подвода теплоты в системе регенерации. Использование этой теплоты,
обеспечивая требуемый подогрев питательной воды при уменьшенных
отборах пара из турбины, сокращает недовыработанную мощность
ZPft что в соответствии с формулами (6.25) 'и (6.22) увеличивает
коэффициент регенерации и общий КПД турбоустановки. В некоторых
схемах предусматривается направить конденсат греющего пара из СПП
в специальный смеситель, устанавливаемый после последнего ПВД.
Увеличивая энтальпию питательной воды, это мероприятие еще в боль-
шей мере повышает коэффициент регенерации.
При номинальном режиме значения кр для различных турбоустано-
вок АЭС в зависимости от температуры подогрева питательной воды
достигают 1,12—1,16, т. е. регенеративный подогрев повышает тепловую
экономичность турбоустановок на 12—16%. С уменьшением мощности
турбины давления в камерах регенеративных отборов понижаются.
Соответственно этому уменьшаются температура подогрева питательной
воды и доля теплоты <Гр, подведенной к рабочему телу в системе реге-
нерации (рис. 6.9). Смягчить этот недостаток позволяют тепловые
схемы, в которых предлагается конденсат греющего пара направить
в смеситель, устанавливаемый после последнего ПВД [2]. Сохранение
примерно постоянной при всех режимах температуры этого конденсата,
безусловно, благоприятно, но количество вносимой им теплоты недо-
статочно для сохранения неизменной температуры подогрева питатель-
ной воды. Одновременное уменьшение расхода питательной воды и об-
щего подогрева ее в системе РППВ приводит к тому, что доля пара,
отбираемого к регенеративным подогревателям, сокращается. В то же
время из-за снижения давления в разных точках проточной части тур-
бины уменьшаются недоиспользованные перепады энтальпий от камер
отборов до выходного патрубка. Совокупность отмеченных факторов
приводит к тому, что при снижении нагрузки уменьшается доля мощ-
ности, недовыработанной паром регенеративных отборов, характери-
зуемая величиной ЪР i в уравнении (6.25). Одновременное уменьшение
значений ЪР / и qp при нелинейных взаимосвязях параметров воды
и водяного пара обусловливает некоторую неопределенность в направ-
лении изменения кр. Однако, несмотря на возможность некоторого
219
повышения fcp в достаточно узких диапазонах режимов, преобладающая
тенденция состоит в уменьшении коэффициента регенерации кр при
снижении нагрузки (рис. 6.9), чем обусловлено общее снижение эффек-
тивности РППВ при разгрузке турбины.
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,2 0,4- 0,6 0,6 1,0
Рис.6.9. Изменение коэффициента регенерации к и его составляющих qp и 2^-
в зависимости от относительной мощности турбины
Это явление существенно сглажено в турбоустановках энергоблоков
с реакторами РБМК-1000. В их тепловых схемах отсутствуют подогре-
ватели высокого давления, и в Я11ПУ направляется питательная вода
из деаэраторов. В деаэраторах специальными регуляторами при сни-
жении нагрузки поддерживается постоянное давление, вследствие чего
при всех режимах сохраняются неизменными энтальпия питательной
воды h п>в и степень регенерации ^~р.
По мере снижения мощности турбин уменьшается давление в каме-
рах всех отборов, в том числе и на деаэратор, что уменьшает недоисполь-
зованные перепады энтальпий. Относительный же расход пара деаэра-
тором с уменьшением мощности возрастает. В зависимости от конкрет-
ного соотношения расходов отбираемого пара и недоиспользованного
перепада энтальпий принципиально возможно как некоторое уменьшение
кр при снижении мощности, так и некоторое его увеличение.
Для турбоустановок, работающих в блоке с реакторами ВВЭР,
снижение мощности скользящим начальным давлением пара увеличи-
вает энтальпию свежего пара h0, что дополнительно увеличивает долю
теплоты, подводимой к рабочему телу в ЯППУ, уменьшая тем самым
степень регенерации <Fp. Вследствие этого коэффициент регенерации
кр при снижении мощности блока уменьшится в большей мере, чем
при постоянном давлении во втором контуре. Это в некоторой мере
сокращает (но не устраняет) достигаемый от применения программы
-Чр1,15
- 1,10
- 1,05
- 1,00
. 0.95
*/>
V
Чр>
^
£/ь
Р/Рцо»
220
регулирования со скользящим давлением во втором контуре термо-
динамический выигрыш.
Работа СПП при переменных режимах. На практике применяют две
схемы паро-парового промежуточного перегрева пара. При одноступен-
чатом промперегреве в качестве греющего используется только свежий
пар. В двухступенчатых схемах перегрев производится последовательно
паром, отобранным после какой-либо промежуточной ступени ЦВД,
и свежим паром. С целью оптимизации точку отбора пара к первой
ступени промперегрева выбирают так, чтобы тепловые нагрузки первой
и второй ступеней были примерно равны [2]. Использование свежего
насыщенного пара в качестве греющего теплоносителя обеспечивает
промежуточный перегрев почти до начальной температуры цикла. Не-
большое отличие обусловлено, во-первых, понижением давления
греющего пара из-за гидравлического сопротивления паропровода,
подводящего его к СПП, а во-вторых, термическим сопротивлением
поверхностей теплообмена в самом СПП, что определяет температуру
недогрева.
Если блок работает при постоянном начальном давлении пара, то
с понижением его мощности температура промперегрева несколько
возрастает (см. рис. 6.7), что объясняется уменьшением гидравли-
ческого сопротивления паропровода, по которому к СПП подводится
греющий пар, при уменьшении его расхода и связанным с этим повы-
шением давления его перед СПП, а также уменьшением температуры
недогрева. При уменьшении мощности турбины снижается примерно
пропорционально ей давление пара, выходящего из ЦВД. Связанное
с этим снижение температуры нагреваемого пара перед СПП увеличи-
вает разность его энтальпий при выходе из промперегревателя и при
входе в него. Вследствие этого по мере разгрузки турбины возрастает
количество теплоты, которое необходимо подвести за единицу времени
к 1 кг нагреваемого в СПП пара.
В энергоблоках, имеющих двухступенчатый промперегрев, с пони-
жением мощности уменьшаются давление и температура пара, отби-
раемого к первой ступени промперегрева. При этом массовый расход
отбираемого пара уменьшается, а объемный расход остается почти
неизменным. Температура, с которой нагреваемый пар выходит из
первой ступени промперегрева, уменьшается. Вследствие отмеченных
факторов происходит перераспределение подогревов между двумя
ступенями промперегрева: подогрев пара в первой ступени уменьшается,
а во второй — увеличивается. Доля свежего пара, подводимого ко второй
ступени промперегрева, в обшем расходе свежего пара турбоустановкой
при этом возрастает (для турбоустановки К-1000-60/1500 с 4,2% при
номинальном режиме до 10% при мощности, составляющей 40% номи-
нального значения [3]).
В случае работы энергоблока со скользящим начальным давлением
пара связанное с этим снижение температуры промперегрева (см.
221
рис. 6.7) приводит к тому, что со снижением расхода нагреваемого
пара уменьшаются тепловая нагрузка второй ступени промперегрева
и расход греющего пара. При этом распределение тепловых нагрузок
между первой и второй ступенями сохраняется примерно таким же,
как на номинальном режиме.
При одноступенчатом промперегреве сохраняются отмеченные тен-
денции.
Подпрограммы регулирования деаэраторов. При проектировании
турбоустановок, как правило, удается добиться близкого к оптималь-
ному распределения общего подогрева питательной воды между подо-
гревателями при номинальном режиме. При этом подогревы оказы-
ваются распределенными более или менее равномерно [58]. При частич-
ных нагрузках происходит перераспределение подвода теплоты к пита-
тельной воде между подогревателями. Это определяется, с одной сто-
роны, понижением давления пара по проточной части турбины при ее
разгрузке, а с другой — особой ролью деаэратора в тепловой схеме
турбоустановки.
Применяют два способа включения деаэратора в тепловую схему
турбоустановки. В первом случае (рис. 6.10, а) деаэратор является
самостоятельной ступенью подогрева питательной воды, а во втором
(рис. 6.10, б), при котором с одной и той же камерой отбора турбины
соединены деаэратор и последующий подогреватель высокого давле-
ния, — предвключенной составной частью обобщенного подогревателя,
высокого давления. Для большинства находящихся в эксплуатации
и проектируемых турбоустановок применяется подпрограмма регули-
рования деаэратора с поддержанием постоянного давления в нем при
всех режимах. Для этого используют установленный на линии подвода
пара регулирующий клапан 3 (рис. 6.10), на который воздействует
регулятор давления в деаэраторе. Такая подпрограмма регулирования
предопределяет подключение деаэратора к линии отбора, давление
в которой при номинальном режиме выше давления в деаэраторе,
и дросселирование пара при этом режиме в частично прикрытом регу-
лирующем клапане. Если деаэратор включен по схеме, приведенной
на рис. 6.10, а, что применяется наиболее часто, то при номинальном
режиме и режимах больших нагрузок дросселирование пара в регули-
рующем клапане приводит к энергетическим потерям.
Включение деаэратора по схеме, приведенной на рис. 6.10, б, где
деаэратор, присоединенный через дроссельный регулирующий клапан Зл
к линии отбора, питающей паром последующий подогреватель, образует
совместно с ним единую ступень РППВ (обобщенный ПВД), позволяет
избежать энергетических потерь, несмотря на дросселирование пара
в регулирующем клапане. При этом суммарный подогрев питательной
воды в деаэраторе и последующем за ним подогревателе выбирают
таким, каким по экономическим соображениям он был бы выбран,
если бы вместо них был применен только один подогреватель. В связи
222
с этим применение такой схемы (рис. 6.10, б) требует дополнительного
(по сравнению со схемой на рис. 6.10, а) теплообмеиного аппарата,
работающего при высоком давлении питательной воды, что усложняет
тепловую схему турбоустановки и увеличивает капитальные затраты.
Рис.6.10. Принципиальные схемы включения деаэраторов питательной воды в теп-
ловую схему ПТУ: а — в качестве самостоятельной ступени РППВ; б — в качестве
предвключенного подогревателя
1 — ПВД; 2 - турбина; 3 — регулирующий клапан; 4 — конденсатор; 5 — ПНД;
6 — деаэратор; 7 — питательный насос
При разгрузке турбины снижается давление в линии отбора, к кото-
рой присоединен деаэратор. При этом регулятор, поддерживающий
давление в деаэраторе, открывает регулирующий клапан, уменьшая
дросселирование в нем. Для схемы, приведенной на рис. 6.10, а, это
сопровождается уменьшением потерь энергии, а для схемы на
рис. 6.10, б приводит к перераспределению подогрева воды в рамках
обобщенного подогревателя, увеличивая долю деаэратора и соответ-
ственно сокращая долю последующего подогревателя. При снижении
мощности турбины до некоторого уровня давление в линии отбора
пара к деаэратору окажется равным тому значению, которое поддер-
живает регулятор давления в деаэраторе. Регулирующий клапан 3
(рис. 6.10) при этом полностью открыт. В схеме на рис. 6.10, б весь
подогрев питательной воды в обобщенной ступени РППВ при этом
режиме происходит в деаэраторе; следующий подогреватель питательная
вода проходит без подогрева в нем, и начиная от этого режима, обе
схемы становятся практически равноценными.
223
Для поддержания заданного давления в деаэраторе при дальнейшей
разгрузке турбины необходимо его переключение на питание от линии
с более высоким давлением. Дросселирование пара в регулирующем
клапане до давления в деаэраторе при таких режимах сопровождается
значительными потерями энергии. Для того чтобы обеспечить работу
деаэратора до его переключения на питание высокопотенциальным
паром в достаточно широком диапазоне режимов, приходится выбирать
при проектировании турбоустановки давление в линии отбора к деаэра-
тору при номинальном режиме значительно выше давления в самом
деаэраторе. У влажно-паровых турбоустановок большую роль в общем
подогреве питательной воды в системе РППВ играет СПП, сепарат
и дренажи (конденсат греющего пара) которого отводятся в регене-
ративные подогреватели. Так, для турбоустановки К-1000-60/1500,
деаэратор которой включен согласно схеме на рис. 6.10, б [3], конден-
сат греющего пара второй ступени промперегрева направляется в ПВД
№ 7, откуда каскадно сливается в ПВД № 6 и далее в деаэратор, сумми-
руясь с конденсатом греющего пара этих подогревателей. При номи-
нальном режиме энергоблока расход сливаемого в деаэратор дренажа
превышает 16% расхода свежего пара [3]. Кроме того, в деаэратор
специальным насосом направляется сепарат из СПП. При рассматри-
ваемом режиме подогревы между деаэратором и ПВД-6 в рамках обоб-
щенной ступени подогрева распределены так, что минимален подогрев
в деаэраторе (около 10 К), а основная доля подогрева производится
в следующем подогревателе. При этом расход греющего пара деаэра-
тором составляет менее 1% расхода свежего пара.
Вследствие снижения давления в камерах регенеративных отборов
пара при разгрузке турбины уменьшается подогрев конденсата в подо-
гревателях низкого давления. Объемные расходы греющего пара этими
подогревателями несколько уменьшаются. В деаэратор из ПНД при
этом поступает конденсат пониженной температуры. Так как давление,
а следовательно, и температура в деаэраторе поддерживаются постоян-
ными, то с понижением мощности турбины возрастает подогрев ггита-
тельной воды в деаэраторе. Так как при этом сливы из СПП не сохра-
няются неизменными или даже уменьшаются, а энтальпии сепарата
и конденсата греющего пара снижаются, то резко возрастают массовый
и особенно объемный расходы пара деаэратором. Так, для турбоуста-
новки К-1000-60/1500 эти расходы достигают максимума при поло-
винной мощности блока, превышая исходные значения соответственно
в 4 и 6 раз. Для сравнения заметим, что при аналогичном изменении
мощности объемный расход греющего пара турбоустановкой перегре-
того пара возрастает лишь втрое.
Поэтому эксплуатационный персонал должен при снижении мощ-
ности турбины внимательно следить за тем, чтобы не допустить чрез-
мерного повышения уровня в деаэраторе. Из-за снижения давлений
в камерах отборов пара к подогревателям высокого давления умень-
224
щаются температуры питательной воды за ними. Если деаэратор вклю-
чен по схеме на рис. 6.10, а, то в режиме, при котором давление в нем
становится равным давлению в камере отбора к последующему подо-
гревателю, прекращается подогрев питательной воды в этом подогрева-
теле. При дальнейшем снижении мощности последовательно прекра-
щается подогрев воды в остальных ПВД. Таким образом, в случае вклю-
чения деаэратора по схеме согласно рис. 6.10, с с уменьшением мощности
турбин сокращается подвод теплоты питательной воде в подогрева-
телях высокого и низкого давления и увеличивается подогрев пита-
тельной воды в деаэраторе. Распределение подогревов воды между
отдельными подогревателями по мере разгрузки турбины все более
отличается от оптимального. Многоступенчатый подогрев питательной
воды при этом, по существу, приближается к одноступенчатому, что
заметно уменьшает эффективность регенерации.
При включении деаэратора согласно рис. 6.10, б снижение мощности
турбины приводит к перераспределению подогревов питательной воды
между деаэратором и последующим ПВД в рамках единой ступени
подогрева: подогрев в деаэраторе возрастает, подогрев в следующем
за ним ПВД уменьшается. Вследствие этого массовый расход пара,
отбираемого к этому подогревателю, сокращается значительно быстрее,
чем расход свежего пара. Это усиливается большой долей подогрева
в нем за счет дренажей СПП. При режиме, когда регулирующий клапан
на линии подвода греющего пара к деаэратору оказывается полностью
открытым, давления греющего пара в деаэраторе и следующим за ним
ПВД становятся равными друг другу. При этом режиме весь подогрев
питательной воды в рамках обобщенной ступени РППВ производится
в деаэраторе, а подогрев в последующем ПВД прекращается. Для турбо-
установки К-1000-60/1500 такой режим соответствует мощности блока,
равной 60% номинального значения. Начиная от этого режима при даль-
нейшем снижении мощности схемы на рис. 6.10, дибпо своим характе-
ристикам не отличаются друг от друга.
На основании изложенного можно сделать вывод, что общее умень-
шение эффективности системы регенерации при снижении мощности
турбины определяется двумя факторами: уменьшением степени регене-
рации <т"р, связанным со снижением температуры подогрева питательной
воды, и отклонением от оптимального распределения подогревов пита-
тельной воды между отдельными подогревателями, обусловленным
в первую очередь поддержанием постоянного давления в деаэраторе.
Эффективный путь устранения отмеченных недостатков — отказ
от постоянного давления в деаэраторе и применение подпрограммы
регулирования деаэратора с переменным (скользящим) давлением
[3, 22, 59]. При этом могут быть устранены дросселирование пара
в регулирующем клапане деаэратора и связанные с ним потери энергии,
что позволяет на 0,1-0,25% повысить тепловую экономичность турбо-
установки при номинальном режиме. Такой же эффект мог бы быть
8 В. А. Иванов т»с
получен включением в тепловую схему турбоустановки одной-двух
дополнительных ступеней РППВ. Скользящее давление в деаэраторе
реализуется отключением регулятора давления и полным открытием
регулирующего клапана 3 (рис. 6.10). При скользящем давлении
в деаэраторе распределение подогревов между отдельными подогре-
вателями на частичных нагрузках блока отличается от принятого для
номинального режима в значительно меньшей мере, чем при постоянном
давлении. Вследствие приближения к оптимальному распределению
подогревов на частичных нагрузках возрастают коэффициент регене-
рации кр и соответственно этому тепловая экономичность турбоуста-
новки. Как следует из приведенного в качестве примера графика на
рис. 6.11, выигрыш может превышать 1%.
%
%0
0,6
0,6
о&
0,2
0,3 0,4- 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
Рис.6.11- Относительное изменение коэффициента регенерации 8к при работе
ПТУ со скользящим давлением в деаэраторе
Работа деаэратора со скользящим давлением широко применяется
на зарубежных ТЭС и АЭС. Имеется положительный опыт применения
этого способа в отечественной энергетике для турбоустановок К-300-240,
К-800-240, К-1200-240 тепловых электростанций, К-750-65/3000,
К-1000-60/1500 атомных электростанций. Однако повсеместное при-
менение этого весьма заманчивого режимно-технологического меро-
приятия в атомной энергетике сдерживается некоторыми, не до конца
решенными вопросами. К их числу относятся прежде всего жесткие
ограничения минимальной допустимой температуры питательной воды
при входе в парогенератор. Наихудшие условия могут возникнуть при
отключении подогревателей высокого давления. При работе энерго-
блока с частичной нагрузкой после такого отключения температура
питательной воды с учетом ее нагрева в питательном насосе будет выше,
если деаэратор работает при постоянном давлении, чем при работе со
скользящим давлением.
Исследованиями, выполненными различными организациями
[3, 22], установлено, что в широком диапазоне давлений, гидравли-
ческих и тепловых нагрузок при достаточном выпаре деаэрирующая
226
8кр
/
1
■ Р.
р
'ном
способность применяемых конструкций деаэраторов при скользящем
давлении стабильна и не вызывает опасений. Надлежащим выбором
разности высот установки деаэратора и группы питательных и бустер-
ных насосов, а также сопротивлений соединяющих их трубопроводов
может быть предотвращено вскипание питательной воды во всасы-
вающих патрубках насосов и трубопроводах, идущих к ним от деаэра-
тора, и обусловленные этим срыв работы насосов, их кавитация и гидрав-
лические удары в питательно-деаэрационном узле. При наиболее глубо-
ких сбросах нагрузки, когда происходит переключение деаэратора
на питание паром от высокопотенциального источника, отмечались
отдельные случаи прерывания на время переключения подачи пара
в деаэратор (как при скользящем, так и при постоянном давлении),
но и в этих режимах не наблюдалось срыва насосов.
Режимы работы питательных насосов. Затраты мощности на привод
питательных насосов составляют существенную часть общих затрат
на собственные нужды энергоблока. К тому же режимы работы пита-
тельных насосов и их приводов тесно связаны с принятой программой
регулирования энергоблока.
Чаще всего каждая турбина, входящая в состав энергоблока, имеет
по два параллельно работающих питательных насоса. Питательные насосы
турбоустановок К-500-60/1500, К-1000-60/1500 и К-ЮОО-60/ЗООО при-
водятся специальными приводными турбинами, получающими пар
из нерегулируемых отборов главной турбины, питательные насосы
других типов турбоустановок (К-2Ю-130 энергоблока БН-600, К-220-44
энергоблока ВВЭР-440, К-500-65/3000 энергоблока РБМК-ЮОО и др.)
приводятся асинхронными электродвигателями. Для турбоустановки
К-750-65/3000 энергоблока РБМК-1500 предусмотрена параллельная
работа питательных турбонасоса и электронасоса, что повышает надеж-
ность подачи питательной воды в контур многократной принудительной
циркуляции этого блока, имеющего одноконтурную схему, например,
при закрытии стопорных клапанов главной турбины. Для безусловного
обеспечения отвода теплоты от активной зоны реактора в случае выхода
из строя основных питательных насосов в тепловых схемах турбоуста-
новок предусмотрены специальные аварийные питательные насосы,
приводимые электродвигателями.
Давление, которое должен при любом режиме работы блока обеспе-
чить питательный насос,
Рн = ро + &Р + ДРрпк» (6-26)
где р0 — давление пара перед стопорными клапанами турбины, опре-
деляемое для произвольного режима программой регулирования энерго-
блока; Ар — гидравлическое сопротивление пароводяного тракта, вклю-
чающего в себя парогенераторы, подогреватели высокого давления
(если они предусмотрены в тепловой схеме) и главные паропроводы,
подводящие пар от ЯППУ к турбине; Дррпк — потери давления в регу-
227
пирующих питательных клапанах (РПК), управляющих подводом пита-
тельной воды к ЯППУ. Эти потери определяются степенью открытия
РПК, устанавливаемой регулятором питания.
Расход питательной воды W отличается от расхода свежего пара G
лишь на потери, связанные с продувкой парогенераторов и утечками
по тракту. Обычно они весьма невелики и в первом приближении рас-
ходы питательной воды и свежего пара можно считать одинаковыми.
•ур(Н)
Рис.6 Л 2. Характеристики питательных насосов и сети
- характеристика программы регулирования блока со скользящим давлением
свежего пара; 2 - характеристика сети при скользящем давлении свежего пара;
характеристика программы регулирования блока с постоянным давлением
свежего пара; 4 - характеристика сети при постоянном давлении свежего пара;
5 ■ характеристика двух параллельно работающих насосов при пониженной час-
тоте вращения; б - характеристика программы регулирования блока с посто-
янной средней температурой в первом контуре; 7 - характеристика сети при
постоянной средней температуре в первом контуре; 8 - характеристика одного
питательного насоса; 9 -■ характеристика двух параллельно работающих насосов
при номинальной частоте вращения
Статические характеристики энергоблоков при наиболее распро-
страненных программах их регулирования, представляющие собой
зависимости давления свежего пара р0 от расхода пара G, приведены
на рис. 6.12 (линии 1, 3 и 6). Характеристики 3 и 1, соответствующие
постоянному и скользящему начальному давлению пара, относятся
к любому типу энергоблоков. Характеристика 6 соответствует про-
грамме регулирования блока с постоянной средней температурой тепло-
носителя в первом контуре, применяемой для энергоблоков с реакто-
рами ВВЭР.
228
Гидравлическое сопротивление каждого участка пароводяного
тракта пропорционально pw2, где w — скорость рабочего тела; р —
плотность. При постоянном давлении, когда плотности воды и пара
изменяются незначительно, гидравлические потери Ар можно считать
пропорциональными квадрату расхода рабочего тела. С учетом этого
в соответствии с формулой (6.26) построена для программы регули-
рования с постоянным давлением свежего пара характеристика сети 4,
представляющая собой зависимость давления за питательными насосами
Рн или развиваемого ими напора Н от расхода питательной воды W.
Этой характеристикой учтены потери от дросселирования в РПК при
номинальном режиме (точка А), обычно небольшие, поскольку РПК
при этом открыты почти полностью, но не учтено изменение этих потерь
при переходе к другим режимам. При скользящем давлении гидрав-
лическое сопротивление водяной части тракта меняется в зависимости
от режима примерно так же. Сопротивление же паровой части тракта
при разных массовых расходах оказывается большим, чем при постоян-
ном давлении, из-за больших скоростей пара. Вследствие этого суммар-
ное гидравлическое сопротивление пароводяного тракта при скользя-
щем давлении больше, чем при постоянном. Однако понижение давления
ро перед турбиной, во много раз превосходящее прирост гидравли-
ческого сопротивления, определяет общее уменьшение требуемого
напора насоса Н при скользящем давлении (кривая 2) и возможность
сокращения вследствие этого затрат мощности на привод питательных
насосов. При программе регулирования блока с постоянной средней
температурой теплоносителя в первом контуре из-за повышения давле-
ния пара р0 перед турбиной гидравлическое сопротивление пароводяного
тракта меньше, чем при программе регулирования с постоянным давле-
нием. Несмотря на это требуемое давление за насосом в рассматри-
ваемом случае повышается с уменьшением расхода питательной воды
(линия 7).
На рис. 6.12 приведены также характеристики одного питательного
насоса 8 и двух параллельно работающих насосов Р. При номинальном
режиме, которому соответствует расход питательной воды JVHOM, в ра-
боте находятся два питательных насоса. Рабочая точка А определяется
при этом пересечением их характеристики 9 с характеристикой сети
{2, 4 или 7 в зависимости от принятой программы регулирования
блока). Для перехода к режиму с частичным расходом W требуется
такое смещение характеристики питательных насосов, чтобы эта харак-
теристика пересекалась с характеристиками сети в точках С, Q или С2
соответственно для постоянного, скользящего давления пара и постоян-
ной средней температуры теплоносителя в первом контуре. Пример
такого смещения характеристики насосов в положение 5 для сколь-
зящего давления приведен на рис. 6.12. Смещение характеристики
насоса, достигаемое понижением его частоты вращения, позволяет
точно реализовать требуемый закон изменения рн за насосом, опреде-
229
ляемый характеристикой сети. При скользящем давлении требуется
наибольший диапазон изменения частоты вращения, что должно учи-
тываться при проектировании насоса и его привода. При переводе на
скользящее давление блоков, специально не проектировавшихся для
него, возможны ограничения по диапазону снижения частоты вращения
питательных насосов и их приводов, что должно быть отражено
в эксплуатационных инструкциях.
Регулирование скорости питательных электронасосов, приводимых
во вращение асинхронными электродвигателями, может производиться
гидромуфтами, а питательных турбонасосов — регулированием скорости
приводных турбин. Особенности работы приводных турбин при различ-
ных программах регулирования блоков будут рассмотрены ниже. КПД
гидромуфты в первом приближении может быть оценен по формуле
^гм^мО-*).
где т?м = 0,97 -=- 0,98 — механический КПД гидромуфты; s = 1 —
— со2/со! — скольжение; сох и со2 — угловые скорости ведущего и ведо-
мого валов.
При номинальном режиме гидромуфта имеет скольжение 2—3%,
поэтому ее установка снижает КПД привода насоса на 4—5%. При частич-
ных нагрузках по мере увеличения скольжения КПД гидромуфты суще-
ственно понижается. Следует также иметь в виду, что регулировочный
диапазон обычно применяемых гидромуфт ограничен скольжением
s = 0,2, что снижает эффективность этого способа. В силу отмеченных
причин гидромуфты пока не нашли заметного применения в атомной
энергетике.
Мощность, затрачиваемая на привод питательного насоса,
Рн =(2*Я/(т7нт?пр) = И/Арн/(/>Г7нг?Пр),
где Q* и W — соответственно объемный и массовый расходы питательной
воды; Н — напор; Арн — повышение давления в насосе; т?н и 77пр —
КПД насоса и его привода; р — плотность.
При понижении давления (от программы регулирования, опреде-
ляемой характеристикой 6, к программе с характеристикой 1) мощность
насоса уменьшается. Из-за этого при неизменном расходе пара увели-
чивается мощность, отдаваемая генератором в сеть. Однако вследствие
уменьшения работы сжатия в насосе снижаются подогрев питательной
воды в насосе и энтальпия ее за насосом. Это должно быть скомпенси-
ровано увеличением подвода теплоты в подогревателях высокого давле-
ния или ЯППУ. Таким образом, полезно используется не все уменьшение
затрат мощности на привод питательного насоса, что иногда предпола-
гается при сопоставлении различных программ регулирования, а лишь
часть его, составляющая согласно исследованиям СПбГТУ [22]
ДЛ*.пол * (1 - Япту) А/,н, (6.27)
230
где ДРИ и Д^Рн.пол — соответственно уменьшение мощности насоса
и его полезно используемая часть.
Изменение подвода теплоты в насосе должно учитываться при расче-
тах тепловых балансов ПТУ.
Даже с учетом отмеченного сокращение затрат мощности на привод
питательных насосов является одной из главных составляющих общего
выигрыша в тепловой экономичности энергоблока от применения ра-
циональных программ регулирования, прежде всего скользящего давле-
ния. В особой мере это относится к влажно-паровым турбоустановкам
АЭС [3, 22].
Однако в ПТУ, имеющих питательные электронасосы с нерегули-
руемым приводом, этот выигрыш не реализуется. В этом случае при
уменьшении расхода питательной воды до значения W (см. рис. 6.12)
необходимое для сети давление за питательными насосами определяется
точками С, С1 и С2 соответственно для работы блока с постоянным,
скользящим начальным давлением пара и постоянной средней темпера-
турой теплоносителя в первом контуре. Насосы же при расходе пита-
тельной воды W могут работать лишь в режиме, определяемом точкой
В. Давление Рн за ними при этом оказывается большим, чем необходимо
для сети при любой из рассматриваемых программ регулирования
блока. Так как характеристика 9 питательных насосов не может быть
смещена, вынужденным решением для обеспечения совместной работы
насосов и сети оказывается смешение вверх характеристики сети с тем,
чтобы обеспечить ее пересечение с характеристикой насосов в точке В.
Технически это достигается введением дополнительного гидравли-
ческого сопротивления сети посредством прикрытия регулирующих
питательных клапанов (РПК). Вводимое дополнительное сопротивление
РИК характеризуется отрезком ВС для блока, работающего с постоян-
ным начальным давлением пара, ВСХ — со скользящим начальным давле-
нием пара, ВС2 — с постоянной средней температурой теплоносителя
в первом контуре. Хотя для сети в первых двух случаях в парогене-
ратор подается питательная вода с пониженным давлением, невозмож-
ность смещения характеристики 9 вынуждает работать с давлением
за насосом, повышающимся по мере снижения ИЛ Затраты мощности
на привод питательных насосов при всех трех программах регулиро-
вания в этом случае одинаковы.
Как правило, в энергоблоке при номинальном режиме работают
два питательных электронасоса. При снижении нагрузки до некоторого
значения целесообразно отключать один из них, переходя к работе
с характеристикой 8. Тот факт, что при полной нагрузке каждый насос
работает с половинной подачей, вовсе не означает, что отключение одного
насоса возможно лишь после снижения мощности блока до 50% номи-
нального значения. В действительности отключать один из насосов можно
при расходе питательной воды, определяемом точкой пересечения харак-
теристики одного насоса 8 с характеристикой сети 2, 4 или 7, соответ-
231
ствующей той программе регулирования, с которой работает блок.
Как показано на рис. 6.12, переход к работе с одним питательным насо-
сом возможен при расходе Wlt соответствующем точке D для про-
граммы регулирования с постоянным давлением свежего пара, при
расходе W2, соответствующем точке Dx для программы со скользящим
давлением пара, и при расходе W3, соответствующем точке D2 для
программы с постоянной средней температурой теплоносителя
в первом контуре. Для турбоустановки К-220-44 этим режимам соответ-
ствуют расходы питательной воды Wx зд 0,75 WHOM, W2 ^ 0,85 WHOM
и^з % 0,65 Wном. Разумеется, переход к работе с одним насосом при
столь высоких расходах питательной воды допустим лишь в том случае,
когда привод насоса имеет необходимый запас мощности. Должна быть
также обеспечена надежность работы упорного подшипника, поскольку
осевые усилия в таких режимах могут оказаться больше, чем при номи-
нальном режиме. При отключении одного насоса (например, при
постоянном давлении) его рабочая точка смещается из положения В'
в положение D, благодаря чему устраняется необходимость дополни-
тельного дросселирования в РПК. При этом ступенчато сокращаются
затраты мощности на привод питательных насосов, что повышает тепло-
вую экономичность турбоустановки. При скользящем давлении отклю-
чение одного из насосов может быть проведено при расходе питательной
воды W2, большем, чем при постоянном давлении (И7!). Работа в диапа-
зоне режимов AW = W2 — W\ с одним насосом, в то время к°к при
постоянном давлении необходима совместная работа двух насосов,
обеспечивает при скользящем давлении частичную реализацию выигрыша
от уменьшения затрат мощности на привод питательных насосов . Этот
выигрыш характеризуется площадью BB'DD' на рис. 6.12. Более полно
этот выигрыш реализуется при наличии регулируемых насосов. При
этом достаточно иметь в тепловой схеме турбоустановки один насос
с регулируемой частотой вращения. В случае, например, работы блока
со скользящим давлением (характеристика сети 2) в области совмест-
ной работы двух насосов по мере уменьшения расхода питательной
воды понижается частота вращения регулируемого насоса. При этом
рабочая точка насосов перемещается вдоль линии ADX* Когда расход
питательной воды снизится до значения W2, отключают нерегулируемый
насос, одновременно повышая частоту вращения регулируемого насоса
так, чтобы он один обеспечивал режим работы турбоустановки, соответ-
ствующий точке Z)j. Дальнейшая разгрузка турбины происходит при
снижении частоты вращения регулируемого насоса.
С этой точки зрения для турбоустановок, в схемах которых преду-
смотрена подача конденсата греющего пара СПП в линию питательной
воды специальным дренажным насосом с регулируемой частотой враще-
ния, а питательные электронасосы не регулируются, заслуживает вни-
мания предложение о включении линии от этого дренажного насоса
в линию питательной воды после РПК, что позволяет сократить затраты
232
мощности на привод дренажного насоса [3]. Если же в схеме применены
питательные турбонасосы с регулируемой частотой вращения, позво-
ляющие работать практически при всех режимах с минимальным дроссе-
лированием в РПК, такое техническое решение малоэффективно.
Режимы работы приводных турбин питательных насосов. Специфика
их работы определяется необходимостью при всех многообразных
режимах блока обеспечивать равенство мощностей приводной турбины
и питательного насоса. Последняя же мощность меняется вследствие
множества причин, связанных главным образом с изменением расхода
питательной воды (под влиянием изменившегося вакуума в конден-
саторе, тех или иных переключений в тепловой схеме и пр.), а также
гидравлического сопротивления пароводяного тракта. Организация
режимов работы приводных турбин в случаях работы блока с постоян-
ным давлением свежего пара и особенно с постоянной средней темпе-
ратурой теплоносителя в первом контуре связана с определенными
затруднениями при малых нагрузках. Приводная турбина, получающая
пар из линии нерегулируемого отбора главной турбины, работает при
скользящих параметрах пара. Снижение мощности главной турбины
сопровождается уменьшением давления в этой линии и уменьшением
располагаемого перепада энтальпий приводной турбины. Если положение
ее регулирующих клапанов сохраняется неизменным, то при этом умень-
шаются массовый расход пара приводной турбиной и ее мощность.
Если бы при изменении расхода пара приводной турбиной не менялись
располагаемый перепад энтальпий и ее КПД, то зависимость мощности
приводной турбины Рпт от мощности блока Р была бы примерно линей-
ной (линия 1 на рис. 6.13). При снижении мощности блока примерно
пропорционально ей уменьшается расход питательной воды. Если бы
при этом не менялись ни напор питательного насоса, ни его КПД, то
его мощность Рн также уменьшалась бы пропорционально мощности
блока Р в соответствии с линией 1. В таком гипотетическом случае
при всех режимах мощности Рн и Рп.т были бы равны и не требо-
валось бы никакого специального регулирования для их согласования.
В действительности с понижением мощности блока уменьшаются
располагаемый перепад энтальпий приводной турбины и ее внутренний
относительный КПД. Под влиянием этих факторов мощность приводной
турбины при неизменном положении ее регулирующих клапанов при
частичных нагрузках блока будет понижаться более интенсивно, откло-
няясь вниз от линии 1. Фактическое снижение мощности Рпл харак-
теризует линия 2. Для лучшего понимания существа вопроса сделаем
сначала предположение, что напор насоса не меняется в зависимости
от режима его работы. Из-за снижения КПД насоса потребляемая им
мощность при произвольном частичном режиме главной турбины будет
больше мощности, соответствующей линии L Зависимость мощности
насоса Рн от мощности блока Р в рассматриваемом случае характери-
зуется линией 3 на рис. 6.13. Если пропускная способность регули-
рующих клапанов приводной турбины выбрана так, чтобы обеспечить
мощность насоса при номинальном режиме блока (точка А), то при
снижении нагрузки блока мощность приводной турбины окажется
меньше мощности, требуемой для привода насоса. При этом насос ока-
жется не в состоянии обеспечить требуемую подачу. Уменьшение из-за
этого расхода свежего пара приведет к дальнейшей разгрузке главной
О
IP
rHf
р
гп.т
3^4
V,
/
/ --
*7^
//
rz /
J
-5
В
'А
1 Ъ-
ном
Рис.6.13. Зависимость мощности питательного насоса Рн и приводной турбины
Лт.т оТ мощности главной турбины Р
турбины, что еще более увеличит несоответствие мощностей приводной
турбины и насоса. В конечном счете этот процесс приведет к полной
остановке главной турбины. Выход из положения связан с примене-
нием приводной турбины с большей пропускной способностью про-
точной части (с характеристикой 4) с тем, чтобы в достаточно широком
диапазоне режимов ВС иметь избыточную мощность приводной тур-
бины. Для устранения этого избытка при номинальном режиме регу-
лирующие клапаны приводной турбины частично прикрыты. По мере
снижения мощности блока регулирующие клапаны приводной турбины
открываются, что увеличивает объемный расход пара до уровня, необ-
ходимого для привода насоса. Чтобы устранить дросселирование пара
в регулирующих клапанах приводной турбины, снижающее экономич-
ность турбоустановки, в том числе в номинальном режиме, некоторые
заводы, в частности КТЗ, применяют обводное парораспределение. Об-
водные клапаны, полностью закрытые при номинальном режиме блока,
не влияют на его экономичность в этом режиме. Максимальное открытие
клапанов приводной турбины соответствует точке С, определяющей
нагрузку технического минимума. Для работы при более низких нагруз-
ках приводную турбину переключают на питание паром более высокого
потенциала.
234
В действительности при работе блока с постоянным начальным
давлением пара из-за уменьшения гидравлического сопротивления
пароводяного тракта необходимый напор питательных насосов при
снижении нагрузки несколько уменьшается (см. кривую 4 на рис. 6.12).
Это обстоятельство, уменьшающее потребляемую насосом мощность,
в определенной мере облегчает регулирование приводной турбины.
Так, для турбоустановки К-1000-60/1500 баланс мощностей насоса
и приводной турбины в диапазоне мощностей блока от 40 до 100%
номинального значения обеспечивается при почти неизменном объемном
расходе пара приводной турбиной и вследствие этого — при почти неиз-
менном положении ее регулирующих клапанов [3]. Запас по их откры-
тию при этом выбирают для компенсации возможных отклонений мощ-
ности приводной турбины (например, из-за повышения давления в кон-
денсаторе в летнее время). Для более глубокой разгрузки блока тре-
буется дополнительное открытие регулирующих клапанов, а после пол-
ного их открытия — переключение питания приводной турбины на
резервный источник пара с повышенным давлением. Если при этом
давление возрастает вдвое, целесообразно оставить в работе только
один питательный турбонасос (для турбоустановок, имеющих по два
насоса).
При работе блока с постоянной средней температурой теплоноси-
теля в первом контуре требуемый напор питательных насосов возрастает
со снижением мощности блока, вследствие чего проблемы, связанные
с тем, будет ли мощность турбины достаточной для привода насоса,
оказываются еще более сложными, чем в примере, приведенном на
рис. 6.13. При обычно выбираемых, сравнительно небольших запасах
открытия регулирующих клапанов приводных турбин их работа без
переключения на питание высокопотенциальным паром достигается
лишь в сравнительно узком диапазоне режимов.
Если блок работает со скользящим давлением пара, то мощность
питательных насосов при его разгрузке снижается значительно интен-
сивнее (линия 5 на рис. 6.13). При этом не возникает трудностей
с обеспечением малых нагрузок и возможна работа блока в пределах
всего его регулировочного диапазона без переключения на резервный
источник питания.
Энергоблоки АЭС, снабженные питательными турбонасосами, как
правило, имеют по два насоса на одну турбоустановку. С точки зрения
экономичности практически в любых режимах целесообразно регули-
ровать расход питательной воды одним из них, оставив второй для
работы с полностью открытыми клапанами приводной турбины. Вместе
с тем не следует полагать, что работа с одним питательным турбонасосом
экономичнее работы с двумя насосами, питаемыми паром, отобранным
из главной турбины. Для турбоустановки К-1000-60/15 00 при вынуж-
денной необходимости работы с одним питательным насосом может быть
обеспечена работа блока с нагрузками не менее 70% номинального
значения. 235
6.4. Продление рабочей кампании энергоблоков ВВЭР
Выбор момента окончания рабочей кампании. Естественное оконча-
ние рабочей кампании реактора ВВЭР совпадает с моментом полного
выгорания избытка загруженного в реактор топлива над критической
массой. В этот момент исчерпан запас реактивности, стержни СУЗ пол-
ностью выдвинуты из активной зоны, борная кислота выведена из
теплоносителя. С этого момента тр, соответствующего точке А на
рис. 6.14, становится невозможным дальнейшее поддержание крити-
ческого состояния реактора и его работа с номинальной мощностью.
За рабочую кампанию реактором выработано количество теплоты Wp =
= Рр.номтр> изображаемое площадью ОА'Атр на рис. 6.14. Эта теплота
в турбогенераторе преобразуется в механическую работу и далее в элек-
р ном
о г
Рис.6.14. Изменение мощности энергоблока в период продления рабочей кампании
трическую энергию и характеризуется площадью Ое/тр на рис. 6.1.
Достигнутая к окончанию рабочей кампании глубина выгорания
топлива характеризуется отношением площадей Оастр и Oabrt на
рис. 6.1. Обычно к моменту времени гр, соответствующему точке А
(рис. 6.14), стремятся приурочить перегрузку топлива. Этот момент
определяется расчетами, выполняемыми на ЭВМ по типовым програм-
мам расчетов выгорания топлива (см. § 4.3) при формировании топлив-
ной загрузки до начала рабочей кампании.
Однако на практике не всегда удается приурочить останов блока
на перегрузку топлива к моменту достижения режима, соответ-
ствующего точке А. Это обусловлено, с одной стороны, погрешностями
расчетного прогнозирования длительности эффективной работы топлив-
ных загрузок, оцениваемыми примерно в 3% [25], а с другой — отли-
чием реальных и запланированных нагрузок блока в течение его рабочей
кампании. Из-за этого повышается вероятность совпадения момента
исчерпания запаса реактивности реактора с неблагоприятным для энерго-
системы периодом (например, с периодом осенне-зимнего максимума,
236
\Р
когда в энергосистеме недостаточны резервные мощности или в тех
случаях, когда требуется одновременный останов нескольких блоков).
Из-за этого приходится сдвигать в ту или иную сторону момент останова
блока для перегрузки топлива.
При останове энергоблока раньше момента, соответствующего
гр, из реактора выгружается топливо с уменьшенной глубиной выго-
рания. Оценить связанные с этим потери позволяет следущий пример
[25]: останов энергоблока с реактором ВВЭР-440 на 10 эффективных
суток* раньше запланированного срока из-за уменьшения глубины
выгорания выгружаемого из реактора топлива (составляющего треть
всей топливной загрузки) сопровождается потерями, достигающими
около 100 млн рублей. Уменьшение глубины выгорания топлива,
остающегося в активной зоне на следующую рабочую камланию, учиты-
вается при расчетах очередной схемы перегрузки и картограммы топ-
ливной загрузки.
В ряде случаев по условиям работы энергосистемы возникает необ-
ходимость отложить останов блока для перегрузки топлива на период
после исчерпания запаса реактивности, продлив рабочую кампанию.
В связи с этим возникает задача анализа режимов работы энергоблока
за пределами его расчетной рабочей кампании.
Использование мощностного эффекта реактивности. Исчерпание
запаса реактивности в момент времени тр, соответствующий точке
А, (рис. 6.14), не означает, что дальнейшая эксплуатация блока невоз-
можна. Дальнейшее выгорание топлива вносит отрицательную состав-
ляющую реактивности рвь1Г в уравнение (3.18), которая не может быть
скомпенсирована органами управления реактором. Поэтому после
исчерпания запаса реактивности реактор переходит в подкритический
режим с постепенным снижением мощности по экспоненциальному
закону (кривая 1 на рис. 6.14). Мощность турбины приводится
в соответствии с мощностью реактора прикрытием регулирующих
клапанов. При этом реализуется программа регулирования блока с по-
стоянной средней температурой теплоносителя в первом контуре или
постоянным давлением пара во втором контуре.
С понижением мощности реактора в его активной зоне за счет мощ-
ностного эффекта высвобождается положительная реактивность рм.
Если средняя температура теплоносителя в первом контуре поддержи-
вается неизменной, то суммарная реактивность реактора в соответ-
ствии с формулой (3.18) определяется алгебраической суммой двух
составляющих р = рвь1г + рм, первая из которых отрицательна, а вторая
* Эффективными сутками измеряют то время, за которое блок,
если бы он работал все время с номинальной мощностью, выработал бы то же
количество электроэнергии, что и в реальных условиях работы с переменной
мощностью.
237
положительна. Мощностной эффект частично (но не в полной мере)
компенсирует отрицательную составляющую рВЬ1Г. Этим обусловлен
медленный темп снижения мощности реактора, не превышающий не-
скольких процентов в сутки. Такой способ эксплуатации блока назы-
вают работой на мощностном эффекте реактив-
ности.
Строго говоря, в период продления рабочей кампании энергоблок
работает не в стационарном, а в переходном режиме. Однако малая
скорость этого процесса, обусловливающая медленный темп изменения
основных технологических параметров блока, позволяет в каждый
момент времени рассматривать работу на мощностном эффекте реактив-
ности как квазистационарный режим.
Совместное использование мощностного и температурного эффек-
тов реактивности. Если в период продления рабочей кампании поддер-
живается постоянное давление пара во втором контуре, то в соответ-
ствии с характеристиками, приведенными на рис. 6.4, 6, с течением вре-
мени понижается средняя температура теплоносителя в первом контуре.
Это высвобождает за счет температурного эффекта положительную
реактивность рт, и баланс реактивности, определяемый уравнением
(3.18), в рассматриваемом случае характеризуется соотношением
Р = Рвыг + Рм + Рт- (6.28)
Отрицательная реактивность рвь1Г при рассматриваемой программе
регулирования блока компенсируется как мощностным, так и темпера-
турным эффектом реактивности. Совместное влияние двух положитель-
ных составляющих рм и рт в уравнении (6.28) предопределяет меньшее
абсолютное значение нескомпенсированной результирующей реактив-
ности р, чем при Т?Р = const. В свою очередь из-за этого темп снижения
мощности (кривая 2 на рис. 6Л 4) будет несколько меньше, чем в слу-
чае продления кампании только за счет мощностного эффекта реактив-
ности.
Работа энергоблока со скользящим давлением во втором контуре.
Наибольший эффект в период продления рабочей кампании дает регу-
лирование энергоблока скользящим давлением пара во втором контуре,
при котором регулирующие клапаны турбины остаются в неизменном
положении. Как следует из рис. 6.4, г, при этой программе регулирова-
ния средняя температура теплоносителя снижается значительно больше,
чем при других программах регулирования. Соответственно этому
увеличивается и высвобождаемая за счет температурного эффекта
положительная реактивность рт. Вследствие этого несбалансированная
реактивность р, определяемая формулой (6.28), при скользящем дав-
лении (по абсолютному значению) и скорость снижения мощности (кри-
вая 3 на рис. 6.14) меньше, чем при других программах регулирования.
Поэтому при продлении рабочей кампании энергоблоков ВВЭР целе-
238
сообразно применение скользящего давления во втором контуре
[30, 46].
За счет работы энергоблока при скользящем давлении в период
продления рабочей кампании тпр (см. рис. 6.1) вырабатывается допол-
нительное количество электроэнергии, характеризуемое заштрихо-
ванной площадью Tpff'Tx. Интегральный КПД блока за рабочую кам-
панию с учетом ее продления равен отношению площадей Oeff'Ti
и ОаЬт{. Таким образом, хотя в этот период турбоустановка работает
с КПД более низким, чем на номинальном режиме, выработка допол-
нительной электроэнергии за счет увеличения глубины выгорания топ-
лива б в соответствии с формулой (6.7) повышает интегральный КПД
энергоблока. Попутно заметим, что если бы для турбоустановки было
выбрано более высокое давление пара, то при той же тепловой мощности
ЯППУ, равной (2 ном > мощность турбоустановки вследствие повышения
ее КПД была бы повышена до уровня Р'э (см. рис. 6.1). При этом дли-
тельность работы при новом уровне давления с мощностью Р'э ограни-
чена моментом времени т' причем тр < тр. Если в этот момент пре-
кратить рабочую кампанию блока и остановить его на перегрузку топ-
лива, то вследствие сокращения рабочей кампании интегральный КПД
блока, равный отношению площадей Ое'/'т'р и ОаЬт{, был бы меньше,
чем при работе с мощностью РЭшцОМ и более низким давлением пара
(разумеется, если это давление выбрано на основе оптимизации пара-
метров). Если же, начиная от момента времени тр (точка/' на рис. 6.1),
перейти к работе со скользящим давлением пара и продлить за счет
этого рабочую кампанию до момента времени тх (линия /'/"), то сум-
марная выработка электроэнергии за цикл, определяемая площадью
Oe'ff"rXi будет больше, чем при исходном цикле (площадь Oeff'ri).
Следовательно, с учетом продления рабочей кампании повышение давле-
ния позволяет повысить интегральный КПД блока. Это обстоятельство
следует иметь в виду при определении оптимального давления свежего
пара в процессе проектирования блока.
Увеличение глубины выгорания топлива и повышение интегрального
КПД энергоблока открывают перспективы применения продления
рабочей кампании энергоблока не только в ситуациях, когда останов
блока для перегрузки топлива крайне нежелателен по условиям работы
энергосистемы и блок, работающей на мощностном и температурном
эффектах реактивности, выполняет роль дополнительного резерва
энергосистемы, но также и при обычной штатной эксплуатации блока,
когда продление рабочей кампании повышает его технико-экономи-
ческие показатели [5, 22, 42]. В последнем случае для решения вопроса
о периоде продления рабочей кампании должен быть проведен технико-
экономический анализ. Планируемое продление как составная часть
общей рабочей кампании блока должно учитываться при расчетах, опре-
деляющих формирование топливной загрузки на очередную кампанию.
Конечно, в период продления кампании в некоторой мере услож-
239
няется работа эксплуатационного персонала, так как из-за отсутствия
запаса реактивности случайные изменения технологических параметров
блока могут привести к заглушению реактора (как, впрочем, и на
заключительном этапе основной рабочей кампании, когда запас реактив-
ности мал).
Определенный минус характеристик энергоблоков в период про-
дления рабочей кампании, представленных кривыми 1, 2 и 3 на рис. 6.14,
состоит в снижении мощности, что связано с недоотпуском электро-
энергии. Этим определяется необходимость поисков путей хотя бы
частичного уменьшения темпа снижения мощности турбины.
Прежде всего заметим, что в соответствующий точке А (рис. 6.14)
момент времени, когда из активной зоны полностью удалены стержни
СУЗ и борная кислота, масса находящихся в ней неразделенных нукли-
дов, строго говоря, превышает критическую. Поддержанию цепной
реакции на номинальном уровне препятствует не недостаток делящихся
нуклидов, а недостаток участвующих в реакции нейтронов из-за их
утечки и непродуктивного поглощения. Если целенаправленно воздей-
ствовать на реактор с тем, чтобы уменьшить утечку нейтронов и непро-
дуктивное их поглощение, можно в течение некоторого времени, харак-
теризуемого отрезком АВ, обеспечить поддержание номинальной мощ-
ности реактора. Принципиально при этом можно даже достичь мощности,
превышающей номинальную.
Простой и весьма эффективный способ такого воздействия — высо-
кое качество водно-химического режима теплоносителя в первом кон-
туре. Удаление с поверхностей оболочек твэлов отложений, являющихся
поглотителями нейтронов, позволяет на 3—4 сут продлить рабочую
кампанию блока с постоянной мощностью при номинальных параметрах
пара перед турбиной [20].
Один из путей целенаправленного воздействия на реактор — сколь-
зящее давление во втором контуре, позволяющее высвободить положи-
тельную реактивность, достаточную для полной компенсации рВЫг
в формуле (6.28). Применением скользящего давления во втором кон-
туре возможно в течение некоторого времени обеспечить работу реак-
тора на температурном эффекте реактивности без
снижения мощности и без использования связанного с этим мош-
ностного эффекта реактивности. Такой вариант продления кампании
предпочтителен.
В процессе опытно-промышленной эксплуатации энергоблоков
ВВЭР-440 с продлением рабочей кампании при скользящем давлении
[46] часть этого периода — 8 сут блок работал с мощностью, превы-
шавшей номинальную и достигавшей 460 МВт (отрезок А В на
рис. 6.15).
Как показывают выполненные исследования, ЯППУ в период про-
дления кампании может длительное время работать с тепловой мощ-
ностью, близкой к номинальной. Пропускная же способность регули-
240
рующих клапанов турбины при их номинальном открытии уменьшается
по мере снижения начального давления пара, из-за чего недоисполь-
зуются возможности ЯППУ и возникает "избыток" пара. В связи с от-
меченным возникает задача эффективного использования в турбине
"избыточного" пара, который может быть выдан ЯППУ сверх расхода,
определяемого пропускной способностью регулирующих клапанов,
имеющейся в каждый момент времени при сохранении номинального
положения клапанов. В первую очередь следует использовать имеющиеся
запасы открытия регулирующих клапанов турбины относительно того
МВт
500
А
W0
300
200
100
0 20 40 60 ВО сут
Рис.6-15- Переходный процесс изменения мощности энергоблока ВВЭР-440 при
работе со скользящим давлением в период продления рабочей кампании
Сплошная линия — расчетные значения, штриховая — экспериментальные данные
положения, которое они занимают на номинальном режиме. Именно
так было достигнуто сохранение и даже некоторое превышение номи-
нальной мощности при продлении кампании в первые 8 сут во время
испытаний, результаты которых приведены на рис. 6.15,
Однако имеющиеся запасы открытия регулирующих клапанов
влажно-паровых турбин, выполняемых, как правило, с дроссельным
парораспределением, обычно невелики, чтобы не увеличивать потерь
от дросселирования на номинальном режиме. Это ограничивает про-
должительность продления кампании с номинальной мощностью. После
того как исчерпаны запасы открытия клапанов турбины, начинается
снижение мощности (см. кривую 4 на рис. 6.14). Во время опытно-
промышленной эксплуатации энергоблока ВВЭР-440 (рис. 6.15) рабочая
кампания была продлена на 84 сут эффективных (115 календарных).
За это время мощность энергоблока снизилась до 260 МВт (средний
темп снижения мощности, определяемый линией В С на рис. 6.15, со-
ставлял 0,4% номинальной мощности в сутки), давление свежего пара —
с 4,4 до 2,2 МПа, средняя температура теплоносителя в первом кон-
туре — с 557 до 504 К. Дополнительная выработка электроэнергии
за этот период в результате более глубокого выгорания топлива соста-
вила 917 млн кВт • ч. Особое внимание в процессе испытаний было
241
уделено контролю таких важных для эксплуатации факторов, как
максимальные температуры теплоносителя и неравномерность распре-
деления мощностей по тепловыделяющим сборкам. В момент времени,
соответствующий точке А на рис. 6.15, выходная температура теплоно-
сителя в наиболее напряженной ячейке активной зоны была равна 576 К,
а коэффициент неравномерности энерговыделения для нее составлял
1,32 (при допустимом значении 1,41). За первые 10 сут работы при
скользящем давлении произошло перераспределение температур и мощ-
ностей по ТВС активной зоны. Отмеченная выше ячейка перестала быть
наиболее напряженной: температура теплоносителя при выходе из нее
снизилась до 561 К, а коэффициент неравномерности для этой ячейки —
до 1,14; наиболее напряженными в этот момент времени стали две
другие ячейки, для которых отмеченные параметры составляли соот-
ветственно 568 К и 1,28. Дальнейшая эксплуатация при скользящем
давлении сопровождалась постепенным снижением выходных темпе-
ратур при сохранении в допустимых пределах неравномерности распре-
деления мощности. Через 81 эффективные сутки в восьми наиболее
напряженных ячейках выходная температура теплоносителя была равна
531 К, а коэффициент неравномерности 1,33.
Простым и весьма эффективным средством замедления темпа
снижения мощности в период продления рабочей кампании является
отключение регенеративных подогревателей высокого давления. При
этом может быть применено как ступенчатое изменение мощности
поочередным отключением ПВД, начиная с последнего по ходу пита-
тельной воды, так и плавное ее регулирование путем направления части
питательной воды в обвод ПВД. При отключении ПВД пар, ранее посту-
павший в него, проходит всю турбину до выходного патрубка, выраба-
тывая дополнительную мощность. В то же время понижение темпера-
туры питательной воды, поступающей в парогенераторы, снижает
среднюю температуру рабочей среды в них по второму контуру. Если
применены горизонтальные парогенераторы, то отключение ПВД, умень-
шая среднюю температуру, являющуюся температурой насыщения,
сопровождается снижением давления свежего пара ри. В соответствии
с формулой (6.21) при этом возрастает отвод теплоты от первого кон-
тура ко второму через поверхность теплообмена парогенераторов, что
снижает среднюю температуру теплоносителя в первом контуре, высво-
бождая положительную реактивность реактора. Тепловая мощность
реактора Ql возрастает до тех пор, пока температурный эффект реактив-
ности в соответствии с формулой (6.28) не будет скомпенсирован мощ-
ностным эффектом. Экспериментальными исследованиями СПбГТУ на
энергоблоке ВВЭР-440 (рис. 6.16) установлено, что за счет отключения
ПВД достигается сохранение мощности, близкой к номинальной, в тече-
ние 6—10 сут. В сочетании с отмеченным выше эффектом от дополни-
тельного открытая регулирующих клапанов турбин за счет запасов их
хода (8 сут) это позволяет сохранить мощность близкой к номинальной
242
в течение 14-18 сут. Аналогичные результаты получены также при испы-
таниях, проведенных СПбГТУ на энергоблоке ВВЭР-1000. Дополнитель-
ный эффект может быть достигнут понижением давления в деаэраторе,
а также отключением первой ступени промперегрева либо ее переводом
на питание свежим паром.
МВт
1500
1250
1000
Qj МВт
450
- №
350
- 300
250
_ 200
Рэ
/^
<^
^ 1
^
tap
о
10
20
30
W
50 суш
Рис.6.16. Изменение электрической мощности Рэ энергоблока и тепловой мощ-
ности Qi реактора ВВЭР-440 в период продления рабочей кампании при пооче-
редном отключении ПВД прекращением подачи пара ( линия i) и без отключения
ПВД (линия 2)
Повышение эффективности дальнейшей эксплуатации блока после
этих мероприятий связано с рациональным выбором парораспределения.
Дроссельное парораспределение, применяемое обычно для мощных
паровых турбин, ограничивает возможность сохранения номинальной
мощности, поскольку выбор достаточных запасов открытия клапанов
связан с большими потерями энергии и увеличением влажности пара
в ЦВД при номинальном режиме. Это снизило бы тепловую экономич-
ность турбоустановки в течение всей основной рабочей кампании. По-ви-
димому, рациональное решение связано с тем или иным вариантом
обводного парораспределения [22], при котором обводные клапаны,
установленные на линиях, перепускающих пар мимо ЦВД турбины или
группы ее первых ступеней, полностью закрыты в течение основной
рабочей кампании и открываются лишь в период ее продления для
пропуска избыточного пара. В теплофикационных турбоустановках
рациональным решением может оказаться направление избыточного
пара в сетевые подогреватели с вытеснением из них пара теплофика-
ционных отборов, за счет которого в таких режимах может выраба-
тываться дополнительная электрическая энергия. Хотя при этом сокра-
243
щается удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении,
более полное использование топлива, как показывают исследования,
имеет определяющее значение.
Рациональный период продления рабочей кампании. Если бы из
реактора при перегрузке выгружалось все находящееся в нем топливо,
эффективность продления рабочей кампании была бы максимальной.
При частичной перегрузке положительный эффект от продления рабочей
кампании в определенной мере снижается, поскольку при этом дости-
гается более глубокое выгорание не только выгружаемого топлива,
но и топлива, остающегося для следующей рабочей кампании. Чтобы
компенсировать обеднение этой части топлива, при формировании оче-
редной топливной загрузки приходится несколько увеличивать долю
топлива повышенного обогащения. Однако даже с учетом этого продле-
ние рабочей кампании в течение определенного срока оказывается
эффективным.
Графики на рис. 6.17 иллюстрируют вклад топлива, выгружаемого
из реактора (кривая 1) и остающегося в нем (кривая 2), в общую
энерговыработку реактора в период продления рабочей кампании.
В конце основной рабочей кампании, характеризуемой точками b и с,
более интенсивное выгорание топлива в центре активной зоны, где
имеется наибольшая плотность потока нейтронов, приводит к тому,
что большая часть а вырабатываемой реактором теплоты производится
за счет той части топлива, которая будет выгружена при перегрузке.
Это определяет более интенсивное выгорание выгружаемого топлива,
характеризуемое участком Ъа кривой 7, по сравнению с выгоранием
остающегося в реакторе топлива, характеризуемым участком са кривой
2. В начале продления кампании основная часть дополнительной элек-
троэнергии производится за счет более глубокого выгорания выгру-
жаемого топлива. Вследствие его более интенсивного выгорания вклад
этой части топлива в общую энерговыработку постепенно снижается
и начиная с момента времени та большая часть энерговыработки реак-
тора будет производиться за счет топлива, предназначенного для после-
дующей рабочей кампании. Так как эффективность использования
этого топлива в период продления кампании ниже, чем в последующей
основной рабочей кампании, то продление рабочей кампании далее
момента, определяемого точкой а на рис. 6.17, нецелесообразно.
Работа в период продления кампании с пониженной мощностью
связана, с одной стороны, с повышением себестоимости электроэнергии,
вырабатываемой в этот период (см. рис. 1.3), а с другой — с недоотпус-
ком электроэнергии, который должен быть компенсирован другими
агрегатами (если в энергосистеме имеются достаточные для этого ре-
зервы) или приведет к экономическому ущербу в хозяйственной
и социально-культурной сфере (если резервов нет). В связи с этим
продление рабочей кампании рентабельно лишь до определенных границ.
Это иллюстрирует график на рис. 6.18, на котором представлены неко-
244
торые результаты выполненных в СПбГТУ расчетов по определению эко-
номического эффекта Э от продления рабочей кампании энергоблока
ВВЭР-440. Из этих результатов следует, что существует оптимальная
продолжительность продления рабочей кампании, составляющая в дан-
ном конкретном случае 30—35 сут. Чрезмерное продление рабочей
кампании сводит к нулю экономическую эффективность и даже может
Рис.6.17. Изменение доли а теплоты, получаемой за счет выгружаемого и оста-
ющегося на последующую рабочую кампанию топлива с течением времени т прод-
ления рабочей кампании энергоблока
50 сут
Рис.6.18. Зависимость экономического эффекта Э от длительности дополнительной
кампании энергоблока ВВЭР-440 и продолжительности последующего простоя
реактора Гост
1 ~ гост = 40 °УТ' тр = 7000 ч; 2 - Тост = 40 сут, Т = 7800 ч; 3 - Гост = 60 сут,
Гр = 7000 ч р
Сплошные линии - ПВД поочередно отключаются по пару, штриховые — ПВД
не отключаются
245
привести к проигрышу. Более длительная остановка блока тост для
перегрузки топлива и ремонта оборудования повышает экономическую
эффективность продления кампании и увеличивает ее оптимальную
продолжительность. Результаты расчетов свидетельствуют, что отклю-
чение ПВД увеличивает среднегодовой экономический эффект от продле-
ния кампания на 70-160 тыс. рублей (в ценах 1985 г.), а оптимальная
длительность дополнительной кампании, при которой достигается наи-
больший экономический эффект, возрастает на 5—8 сут.
Использование отработавшего топлива. Часть выгруженных из
реактора ТВС обладает достаточно высокими размножающими свой-
ствами. Причины этого в основном связаны с особенностями эксплуата-
ции реактора в прошедшую топливную кампанию: неодинаковой глу-
биной выгорания топлива, необходимой предполагаемой длительностью
очередной рабочей кампании (для которой эти размножающие свойства
могут оказаться недостаточными), предполагаемым распределением
энерговыделения в ТВС в новой рабочей кампании и связанным с ним
требованием сохранить симметрию загрузки и др. В результате в бас-
сейне выдержки имеется недоиспользованное ядерное топливо. Оно
может быть повторно использовано при одной из очередных перегрузок
этого же реактора, например, в тех случаях, когда необходимо заменить
какую-либо недогоревшую ТВС с выявленной негерметичностью обо-
лочки. В практике эксплуатации АЭС имеется опыт повторного исполь-
зования отработавшего топлива после дополнительного неразрушающего
контроля за состоянием оболочек твэлов [42].
Наиболее эффективным было бы дожигание отработавшего топлива
в реакторах-дожигателях с меньшей средней температурой теплоноси-
теля в активной зоне и меньшим удельным энерговыделением. Послед-
нее создает щадящие условия для оболочек твэлов, что особенно важно
для топлива, уже ранее отработавшего в реакторе положенный времен-
ной ресурс. Работа с пониженной средней температурой теплоносителя
в активной зоне даст эффект, аналогичный работе на температурном
эффекте реактивности. По сути, дожигание отработавшего топлива
в таких реакторах представляет собой вариант продления топливной
кампании. Один из возможных вариантов реактора-дожигателя — реак-
тор атомной котельной. Согласно выполненным оценкам нейтронно-
физических характеристик такого реактора отработавшего топлива
реактора ВВЭР440 достаточно для районной котельной мощностью
250 МВт. Перегрузка топлива в реакторе такой котельной должна про-
водиться ежегодно. Срок накопления ТВС для первой загрузки реактора
котельной составляет 4—5 лет. За счет дожигания топлива в реакторе-
дожигателе средняя глубина его выгорания может быть увеличена на
3000-4000 МВт • сут/т [42].
246
6.5. Особенности работы атомных ТЭЦ
и атомных станций теплоснабжения
Принципиальные схемы теплофикационных установок. Теплота
для отопления и горячего водоснабжения передается, как правило,
потоком горячей воды. Для подачи теплоты к потребителям аналогично
электрическим сетям создаются тепловые сети. Принципиальная
схема тепловой сети, идущей от АТЭЦ или ACT, приведена на рис. 6.19.
Под воздействием сетевых насосов вода циркулирует по замкнутому
ХА
'±Л
^
*>
11
8
V
\^
Рис.6.19- Принципиальная схема тепловой сети
1 — сетевой насос; 2 — основной сетевой подогреватель; 3 — подвод греющей
среды к основному сетевому подогревателю; 4 — пиковый сетевой подогрева-
тель^ — подвод греющей среды к пиковому сетевому подогревателю; 6 — по-
дающая магистраль сетевой воды; 7 — тепловой потребитель; 8 — обратная ма-
гистраль сетевой воды; 9 — продувочная линия сетевой воды; 10 — подпиточный
сетевой насос; 11 — установка подготовки добавочной воды теплосети
контуру [39], включающему в себя источник теплоты — основные
и пиковые сетевые подогреватели, подающую магистраль, тепловых
потребителей и обратную магистраль. Реже применяют разомкнутые
(однотрубные) схемы, отличающиеся от рассматриваемой замкнутой
(двухтрубной) отсутствием обратной магистрали и соответственно
отсутствием возврата на станцию сетевой воды. Горячую воду, идущую
к потребителю, называют прямой сетевой водой, а возвращающуюся
от потребителя — обратной сетевой водой. В открытых системах водо-
снабжения вся горячая сетевая вода после использования ее в системах
отопления абонентов повторно используется для горячего водоснаб-
жения. В закрытых системах отбора воды из циркуляционного контура
247
нет. При этом к абоненту для горячего водоснабжения направляется
не сетевая, а водопроводная вода, нагреваемая в специальных тепло-
обменниках сначала обратной сетевой водой после использования ее
для отопления, а затем — прямой сетевой водой (рис. 6.20).
Нагрев воды в сетевых подогревателях (см. рис. 6.19) произво-
дится на АТЭЦ паром, отобранным из турбины (рис. 6.21), а на ACT -
водой, нагретой за счет теплоты, выделяемой в реакторе (рис. 6.22).
Рис.6.20. Схема включения подогревателей для горячего водоснабжения
1 ■- магистраль прямой сетевой воды; 2, 3 - тсплообменные аппараты; 4 - ма-
гистраль обратной сетевой воды; 5 - магистраль водопроводной воды; 6 -■ ма-
гистраль горячего водоснабжения
Для атомных ТЭЦ могут найти применение два альтернативных варианта
влажнопаровых теплофикационных турбин. Один из них — турбина
типа ТК (рис. 6.21, а), выполняемая аналогично теплофикационным
турбинам ТЭЦ, работающих на органическом топливе, но отличающаяся
от них достаточно большим конденсационным пропуском пара при
всех режимах. В турбоустановке предусмотрен двухступенчатый подо-
грев сетевой воды паром двух отопительных отборов. Регулирование
параметров пара в обоих отборах производится с помощью регули-
рующих органов 8 и 10, конструктивно выполняемых обычно в виде
поворотных диафрагм. Другой вариант — турбина типа КТ (рис. 6.21, б),
в которой производится четырехступенчатый подогрев сетевой воды
[34]. В проточной части такой турбины отсутствуют дроссельные регу-
лирующие органы (регулирующие диафрагмы), управляющие пото-
ками пара, отбираемого к сетевым подогревателям. Тепловая нагрузка
регулируется обводным клапаном 16, установленным на линии, направ-
ляющей воду мимо сетевых подогревателей. После исчерпания возмож-
ностей этого клапана предусмотрено переключение сетевых подогре-
вателей на питание паром более высокого потенциала. Как следует из
248
«
о.
>>
я
га
с
я
н
«
S
ю
о,
н
о
I
а
<
о
и
о
X
I I
Со > ~
"■** 7л
.». та
I— о га
Б о с;
о
«
38 °
I
I
га £■ га
с £ с
га !™ га
ч 3 к
х х *
к go
3 о §
а * 5
2? i *
8<м О
о
>>
° с_
ю н
is
х о
о к
к х
га
У,
Я
■е-
о
с
о
У.
о
с>
га
о
к
с
о
ji
О
3
•л
с?
га
s
С
S
а"
к
я
о,
С
>,
о..
■ 1=3
I
£>о
-5 й
2 715
га р.
S 5
ж о, £
3 ■&-
X га «
О,
О
С*
га
3
2 *
>> 3
^ о, я
►J- e> s
U с,*
I
га
С
о
г.
I
6
ал-
я ' '£
£ ** S
О. га S
2 2 о
— t- о.
, га и
I си О
**£!
« Э
й> о
1 &
~-< с:
249
приведенных схем, по тепловой нагрузке схема теплофикационной
установки в турбинах обоих типов выполнена трехконтурной: два
традиционных для энергоблоков АЭС с водо-водяными реакторами
контура дополнены третьим — контуром сетевой воды. Во втором
и третьем контурах теплоноситель не радиоактивен. С целью предотвра-
щения попадания радиоактивности в сетевую воду при течи теплоноси-
теля из первого контура во второй давление воды в сетевых подогре-
вателях принято большим, чем давление в линиях отборов пара.
Рис.6.22. Принципиальная тепловая схема ACT
1 - активная зона; 2 — теплообменник; 3 - система байпасной очистки теплоно-
сителя первого контура; 4 - система ввода борного раствора; 5 - компенсатор
давления второго контура; 6 - сетевой подогреватель; 7 -- система аварийного
расхолаживания; 8 — тепловой потребитель
Тепловая схема энергоблока ACT на рис. 6.22 выполнена трехкон-
турной [39]. Для выполнения требований ядерной безопасности давле-
ние в промежуточном контуре выбрано меньшим, чем давление сетевой
воды в третьем контуре. В случае нарушения герметичности между
третьим и вторым контурами при этом сетевая вода, находящаяся под
большим давлением, будет поступать в промежуточный контур, но не
наоборот. Поскольку на ACT не требуется генерация пара для турбин,
температура теплоносителя и его давление в первом контуре приняты
250
достаточно низкими (давление — до 1,6 — 2 МПа), что повышает надеж-
ность и безопасность эксплуатации реактора. Корпус реактора разме-
шен во втором, страховочном корпусе. Зазор между двумя корпусами
выбран таким, чтобы при перетекании теплоносителя в страховочный
корпус при разгерметизации первого контура не оголялась активная
зона реактора. Для энергоблока принята интегральная компоновка.
Промежуточный теплообменник, воспринимающий теплоту от первого
контура для последующей передачи ее сетевой воде, размещен внутри
корпуса реактора, в пространстве между его стенкой и внутриреактор-
ными устройствами. При такой компоновке весь первый контур заклю-
чен внутри корпуса реактора. С целью повышения надежности теплоот-
вода от активной зоны в первом контуре применена естественная цирку-
ляция теплоносителя. Расчетная топливная кампания составляет 6—7 лет
с частичными перегрузками топлива через каждые два года.
Показатели тепловой экономичности турбоустановок АТЭЦ. И элек-
трическая, и тепловая энергия, отпускаемые внешним потребителям,
производятся за счет общего количества теплоты Q, подводимой к рабо-
чему телу в ЯППУ при ядерной реакции. Самый сложный вопрос состоит
в определении того, какая часть Q3 суммарного количества подведенной
теплоты затрачена на производство электрической энергии и какая
часть QT — на производство тепловой энергии. Само по себе такое разде-
ление условно. Согласно принятому в нашей стране нормативному
(физическому) методу [56] затраты на производство теплоты прини-
маются равными количеству отпущенной теплоты (2от с добавлением
потерь, непосредственно связанных с производством теплоты (потери
в парогенераторах, трубопроводах, подогревателях, затраты мощности
на привод сетевых насосов и т. п.). Затраты мощности на привод пита-
тельных насосов обычно относят к производству электрической энергии.
Все отмеченные выше потери, относимые при нормативном методе
к производству теплоты, не связаны с турбоустановкой. Поэтому,
ограничиваясь рассмотрением баланса теплоты по машинному залу
АТЭЦ, полагают, что потерь при производстве теплоты нет, т. е. QT = Qor.
Затраты теплоты на производство электрической энергии при этом
равны (2Э = Q ~ Qor, a удельный расход теплоты на производство элек-
трической энергии
<7э=«2-<2отЖэ, (6-29)
где Рэ — электрическая мощность генератора.
Условно разделим поступающий в турбину расход свежего пара
G на два потока: конденсационный с расходом GK и теплофикационный
с расходом GT, так что GK + GT = G. Мощность Рэ складывается из
мощностей Рк и Рт, вырабатываемых соответственно конденсационным
и теплофикационным потоками пара, т. е.
РЭ=РК+РТ. (6.30)
251
Величину Рт называют мощностью, вырабатываемой на тепловом
потреблении. Мощности Рк и Рт вырабатываются с удельными расхо-
дами теплоты, соответственно равными qK nqT. Результирующий удель-
ный расход теплоты на выработку электрической энергии будет
qTPT + qKPK
3 Лг + ^к
Вторым показателем, характеризующим эффективность тепло-
фикационной турбоустановки, согласно нормативному методу является
удельная мощность теплофикационного потока пара (удельная выра-
ботка электроэнергии на тепловом потреблении)
э = *г/бог. (6-32)
При использовании этой системы показателей изменение эффектив-
ности турбоустановки не отражается на экономичности выработки
теплоты, а влияет только на экономичность производства электро-
энергии. К производству электрической энергии относят весь выигрыш,
получаемый от комбинированной выработки тепловой и электрической
энергии. Поэтому, даже несмотря на некоторые дополнительные потери,
обусловленные переходом к комбинированной выработке (например,
относительное увеличение затрат мощности на собственные нужды
турбоустановки из-за увеличения расхода свежего пара) и отнесенные
полностью к производству электроэнергии, показатели тепловой эконо-
мичности производства электроэнергии на АТЭЦ оказываются более
высокими, чем при раздельной выработке тепловой и электрической
энергии.
Общее количество теплоты Q, затраченной на генерацию пара, под-
веденного к турбине, представим в виде суммы количеств теплоты
*
QT и (2ю затрачиваемых на генерацию пара соответственно теплофика-
ционного и конденсационного потоков, так что Q = Q* + QK. Удельные
расходы теплоты на производство электроэнергии соответственно тепло-
фикационным и конденсационным потоками пара равны
<?т = «2т - <2от)/^т; <7к = Qk/Pk- (б-зз)
Теплофикационный поток пара, вся энергия которого после выхода
из турбины в виде отпущенной теплоты используется тепловым потре-
бителем, не имеет потерь энергии с паром, уходящим в холодный источ-
ник. Вследствие этого при любых режимах КПД брутто выработки
электроэнергии теплофикационным потоком пара т?т = l/qT »» 1. Этим
значением не учтены механические потери в турбине и электрические
потери в генераторе, а также затраты мощности на собственные нужды,
но даже с их учетом достигаемые значения КПД остаются близкими
к единице. Тепловая экономичность производства электроэнергии
конденсационным потоком пара, характеризуемая удельным расходом
252
(6.31)
теплоты qK, значительно ниже тепловой экономичности теплофикацион-
ного потока. Значения qK возрастают с уменьшением расхода GK. Для
большинства режимов по тепловой экономичности выработка электро-
энергии конденсационным потоком пара теплофикационных турбин
уступает выработке электроэнергии аналогичными специализирован-
ными конденсационными турбоустановками.
Из соотношения (6.31) следует, что тепловая экономичность тепло-
фикационной турбоустановки тем выше, чем больше выработка элек-
троэнергии на тепловом потреблении и чем меньше доля мощности,
вырабатываемой конденсационным потоком пара. Преимущества комби-
нированного производства тепловой и электрической энергии реали-
зуются лишь при достаточно больших тепловых нагрузках. Уменьшение
электрической мощности ПТУ за счет сокращения конденсационного
потока пара при сохранении общей выработки электроэнергии, как
следует из формулы (6.31), снижает удельный расход теплоты q3.
Графики тепловых нагрузок. Режимы отпуска теплоты от АТЭЦ
или ACT будут существенно меняться в процессе эксплуатации. Одна
из причин этого связана с тем, что станцию строят в том или ином районе
с учетом перспектив его развития. Поскольку с развитием района про-
исходит неуклонный рост теплопотребления, то в течение более или
менее длительного периода после ввода в эксплуатацию АТЭЦ или ACT
будут работать с частичными, постепенно возрастающими с течением
времени тепловыми нагрузками. Но и после того как будет достигнут
проектный уровень тепловых нагрузок, режимы теплопотребления
окажутся существенно переменными [22].
Затраты теплоты на отопление и вентиляцию зависят от климати-
ческих факторов, температуры наружного воздуха и силы ветра, а также
от тепловой изоляции стен зданий. Это предопределяет резко выра-
женный сезонный характер теплопотребления, а также существенные
изменения теплопотребления в течение отопительного сезона. Продолжи-
тельность отопительного периода и число часов максимума тепловой
нагрузки значительно изменяются в зависимости от географической
широты.
Главная часть суточных и недельных изменений теплопотребления,
как следует из примера, приведенного на рис. 6.23 для одного из жилых
районов, обусловлена не отопительно-вентиляционным потреблением,
хотя, конечно, оно тоже может меняться, особенно в пределах недели,
а расходом воды на горячее водоснабжение. Закономерности изменения
во времени расхода теплоты на горячее водоснабжение могут суще-
ственно различаться для объектов различного назначения (жилых домов,
промышленных предприятий, учреждений социально-культурного назна-
чения, предприятий общественного питания и пр.). Для них могут не
совпадать часы максимумов потребления горячей воды. Для жилых
районов также возможен разброс потребления горячей воды, зависящий
от преобладающего состава населения в том или ином районе. В боль-
253
шинстве случаев максимум теплопотребления наблюдается в жилых
районах в утренние часы (с 8 до 10 ч) и вечерние (с 20 до 23 ч). Днем
расход теплоты на горячее водоснабжение снижается на 15—45% макси-
мального, ночные провалы достигают 90% максимальной нагрузки
горячего водоснабжения. В наибольшем количестве горячая вода по-
требляется в течение всего года по выходным дням. Суммарное тепло-
2*г Время суток, ч
0 12 24-
Рис 6.23. Суточные графики коммунально-бытового теплопотребления в отопи-
тельный период
1 - температура наружного воздуха Ти в; 2 — расход воды Q на горячее водо-
снабжение (при непосредственном водоразборс) ; 3 — расход теплоты на отопле-
ние и вентиляцию; 4 — суммарное теплопотребление
потребление в отопительный период снижается в ночные часы на 15—20%
максимального и более. Максимум суммарного теплопотребления
соответствует 21—24 ч предвыходного дня (пятницы).
Суточные графики коммунально-бытового потребления для различ-
ных климатических районов однотипны, но для районов Севера
и Сибири, где доля горячего водоснабжения меньше из-за больших
нагрузок для отопления, графики теплопотребления относительно
ровнее.
Сопоставляя графики теплопотребления с графиками электрических
нагрузок в энергосистемах (см. гл. 1), можно отметить, что тепловые
нагрузки характеризуются сезонной, недельной и суточной неравномер-
ностью, соизмеримой с неравномерностью графиков электрических
нагрузок. При этом сезонные максимумы электрических и тепловых
254
нагрузок совпадают по времени. Недельные максимумы коммунально-
бытового потребления соответствуют предвыходным и выходным дням,
в которые электрические нагрузки минимальны. Суточные минимумы
тепловых и электрических нагрузок обычно совпадают по времени,
а максимумы несколько сдвинуты относительно друг друга.
Режимы работы агрегатов АТЭЦ и ACT. При проектировании АТЭЦ
по технико-экономическим соображениям максимальное расчетное
количество теплоты £^*х, вырабатываемой паром отопительных отбо-
ров, обычно принимается меньшим максимума сезонной тепловой
нагрузки станции 2дхэц (рис- 6.24). Отношение этих величин а АТЭЦ =
= £^тХ/0АТЭЦ' меньшее единицы, называют коэффициентом
теплофикации. Недостающая (пиковая) часть тепловой нагруз-
ки Qn вырабатывается пиковыми источниками. Большую часть года
(время, соответствующее отрезку оси абсцисс под кривой cdk на
рис. 6.24), когда требуемое количество отпускаемой теплоты не пре-
восходит (?^х, пиковые источники тепловой энергии выключены и вся
выработка производится паром отопительных отборов. В нормальных
условиях эксплуатации пиковые источники теплоты находятся в работе
сравнительно небольшую часть года, определяемую отрезком оси абсцисс
под кривой be. Хотя максимальная их производительность Qmax может
достигать 50% максимальной тепловой нагрузки АТЭЦ (при аАТЭц =
'с
— 0,5), общее количество отпущенной ими за год теплоты W = J Qndt,
0
равное площади a be на рис. 6.24, составляет обычно не более 15-18%
общего годового отпуска теплоты от АТЭЦ, равного площади Obcdkl.
Основная часть отпущенной теплоты WOT = J Q0Tdt, равная заштри-
0
хованной площади Oacdkl, вырабатывается паром отопительных отбо-
ров. В приведенных соотношениях гс и г/ представляют собой абсциссы
точек си/.
Для покрытия пиковых тепловых нагрузок в тепловых схемах
теплофикационных турбоустановок предусматривают дополнительные
(пиковые) сетевые подогреватели (бойлеры), питаемые либо свежим
паром, либо паром достаточно высокого давления, отобранным из
промежуточной точки ЦВД. Оценивая эффективность такого решения,
следует иметь в виду, что при сохранении неизменной мощности реак-
тора выработка пиковой теплоты будет достигаться ценой сокращения
производства электрической энергии. Поэтому необходим поиск альтер-
нативных решений. Одно из таких решений связано с тем, что на ту же
тепловую сеть, в которую включена АТЭЦ, обычно работают также
ранее построенные ТЭЦ или районные котельные на органическом топ-
255
ливе, расположенные в отличие от АТЭЦ в черте города. Организуя
совместную работу на общую тепловую сеть энергоблоков АТЭЦ и уста-
новок на органическом топливе, на последние целесообразно возложить
покрытие пиковых тепловых нагрузок. При этом за счет сжигания
органического топлива будет вырабатываться за год количество теплоты,
определяемое площадью a be на рис. 6.24. Остальная часть годового
отпуска теплоты, характеризуемая площадью Oacdkl, будет выраба-
тываться за счет ядерной энергии. Как следует из рис. 6.24, на протя-
'-t-j—».
Рис.6.24. График тепловой нагрузки АТЭЦ за отопительный период
жении большей части отопительного сезона (отрезок оси абсцисс под
линией а а') энергоблоки АТЭЦ при таком разграничении функций
установок на ядерном и органическом топливе будут работать в неиз-
менном режиме.
То же решение может быть применено и для ACT, где оно также
обеспечит базовый режим работы реактора на протяжении большей
части отопительного сезона.
Агрегаты ТЭЦ на органическом топливе традиционно относят к ба-
зовым, стараясь обеспечить им работу с неизменной электрической
мощностью. В осенне-зимний период большинство из них работает
по тепловому графику, согласно которому вся электроэнергия выраба-
тывается теплофикационным потоком пара. При этом с ростом тепловой
нагрузки увеличивается электрическая мощность. Поскольку сезонные
максимумы тепловых и электрических нагрузок, как было отмечено
выше, совпадают, такая взаимозависимость тепловой и электрической
мощности благоприятна для энергосистем. Энергоблоки АТЭЦ также
стремятся использовать в базовом режиме, под которым понимается
режим с сохранением неизменной мощности реактора. Этим опреде-
ляется принципиальное отличие понятий базового режима для агре-
256
гатов ТЭЦ и АТЭЦ. Для энергоблоков АТЭЦ увеличение тепловой на-
грузки в условиях неизменной мощности реактора неизбежно приведет
к снижению электрической мощности. Из-за отмеченного в период
зимнего максимума тепловых и электрических нагрузок энергоблоки
АТЭЦ, обеспечивая максимальное теплопотребление, смогут работать
лишь с меньшей электрической мощностью, чем в летний, неотопитель-
ный сезон, т. е. изменение их электрической мощности окажется про-
тивоположным тому, какое необходимо энергосистемам. Для компен-
сации этой "анти маневренности" агрегатов АТЭЦ потребуется или иметь
в энергосистеме дополнительные резервные мощности, или ограничить
электропотребление. Чтобы избежать этого, желательно обеспечить для
энергоблоков АТЭЦ возможность хотя бы ограниченного маневри-
рования реактором.
6.6. Обеспечение безопасности при эксплуатации реакторов
Предельные тепловые нагрузки. Они определяются, во-первых,
недопустимостью плавления топлива даже в отдельных, наиболее напря-
женных твэлах, а во-вторых, недопустимостью кризиса теплообмена
на поверхности наиболее энергонапряженных твэлов.
Температура плавления необлученного диоксида урана равна
3073 К. При выгорании топлива происходят структурные изменения
в топливном сердечнике, снижающие температуру плавления до
2943 К при максимальном выгорании урана около 40000 МВт • сут/т.
При нормальной эксплуатации реакторов всех типов как в стационар-
ных, так и в переходных режимах опасность плавления топлива не лими-
тирует допустимую мощность (за исключением, естественно, аварийных
ситуаций, связанных с неконтролируемым разгоном реактора). Так,
например, для энергоблоков ВВЭР440 расчетная максимальная темпе-
ратура топлива при номинальной тепловой мощности 1375 МВт состав-
ляет 2213 К. Фактические максимальные температуры, как показали
исследования выгоревшего топлива, для этого класса реакторов не
превышают 1873 К [42]. Поскольку максимальная температура топ-
лива нелинейно возрастает с увеличением линейного энерговыделения,
то реактор имеет в течение всей кампании как минимум полуторный
запас мощности до начала плавления топлива.
Вследствие изложенного предельная мощность реактора опреде-
ляется практически только опасностью кризисных явлений на наиболее
напряженном твэле самой напряженной ТВС как в стационарных, так
и в переходных режимах со снижением расхода теплоносителя.
В зависимости от удельного теплового потока, связанного с уров-
нем мощности, можно выделить несколько характерных режимов
передачи теплоты от оболочки твэла к омывающему ее теплоносителю.
Тем случаям, когда температура оболочки ниже температуры насыщения
9 В. А. Иванов 257
теплоносителя, соответствует конвективный теплообмен (вынужденная
конвекция) оболочки твэла с однофазной жидкостью. С увеличением
теплового потока температура оболочки твэла повышается. Когда
она превысит температуру насыщения теплоносителя при данном дав-
лении, теплоноситель в пристеночном слое становится перегретым.
При наличии центров парообразования возникает кипение теплоноси-
теля. Относительно малым тепловым потокам соответствует пузырь-
ковый режим кипения. В микроуглублениях поверхности, становя-
щихся центрами парообразования, образуются пузырьки пара. Осталь-
ная же часть поверхности омывается потоком жидкости. Потоком
теплоносителя пузырьки пара срываются с поверхности твэла. Попа-
дая в слой недогретого до кипения теплоносителя, пузырьки конден-
сируются, выделяя теплоту парообразования. При этом поток тепло-
носителя сильно турбулизируется, что увеличивает коэффициент тепло-
отдачи от оболочки твэла. Дальнейшее увеличение теплового потока
приводит к росту количества образующихся паровых пузырьков, увели-
чивая суммарную площадь поверхности оболочки, занятой паром. Паро-
вые пузырьки смыкаются, образуя крупные включения. С дальнейшим
увеличением теплового потока поверхностное кипение переходит
в объемное. При этом прекращается конденсация паровых пузырьков
в жидкой фазе. При определенном сочетании значений теплового потока,
расхода теплоносителя и его массового паросодержания паровые пузыри
полностью смыкаются, образуя сплошную паровую пленку на поверх-
ности оболочки твэла. Пузырьковое кипение переходит в пленочное.
При этом резко меняется механизм теплоотдачи: конвективный тепло-
обмен практически прекращается. Количество отводимой от оболочек
твэлов теплоты определяется теплопроводностью паровой пленки.
Из-за большого ее термического сопротивления коэффициент тепло-
отдачи резко уменьшается. Температура оболочек твэлов и топлива
при этом возрастает, что может привести к их расплавлению и попаданию
топлива и продуктов деления в теплоноситель. Такой режим теплоот-
дачи, называемый кризисом теплообмена, недопустим в экс-
плуатации ядерных реакторов. Опасность кризиса теплообмена реальна
не только для кипящих реакторов, но при неблагоприятном стечении
обстоятельств — также и для водо-водяных реакторов. Для определения
критических значений теплового потока чаще всего используются различ-
ные эмпирические зависимости [15, 42]. Одной из наиболее употреби-
тельных для реакторов ВВЭР является формула В. С. Осмачкина
<7кр0) =ЛО)
4/3(р^т) 1/5 [ 1 - ^ (pw)2/54/s/2(p)]
345
[ 3,54 JQ qiz)
(6.34)
258
где <7кр(2) — критическая плотность теплового потока, ккал/(м ■ ч) ;
d — тепловой диаметр канала, м; р — плотность воды, кг/м3; л: —
массовое паросодержание; w — скорость воды в пучке твэлов, м/с;
q (z) — плотность теплового потока в произвольном сечении z\ р —
давление теплоносителя, кгс/см2 ; z — координата по высоте канала;
fi(p) и /2 (.Р) ~~ функции давления, аппроксимируемые зависимостями
MP) =
4,015 • 109 ( 1 - -^j- J при 40 < р < 80;
3,962 ■ 109 {1 - ^ ) при 80 < р < 180;
/2 (р) -
0,475 (
1 +
0,475 1 +
[
279
Р
279
) при 40 < р < 80
(р - 80) L»264
1745
при «О < р< 180.
Штрихами отмечены значения параметров на линии насыщения воды.
На практике для реакторов ВВЭР-440 принимают коэффициент
запаса до кризиса теплообмена fcKp = 1,28, что гарантирует отсутствие
кризисных условий в любых эксплуатационных режимах. При этом
максимальная допустимая плотность теплового потока для твэла равна
<7доп = <7кр(*)/(*кр*^*)» г«е fcS - механический коэффициент
запаса, с помощью которого учитываются возможные отклонения физи-
ческих и геометрических характеристик твэла; к — коэффициент запаса,
с помощью которого учитывают фактор недостаточной изученности
процессов теплоотвода в действующих реакторах (его принимают рав-
ным 1,1).
По найденному значению qRon может быть найдена допустимая
мощность твэла Р11011 . Фактическую мощность твэлов и ее изменение
в течение кампании определяют расчетами на ЭВМ по программам
БИПР-5 и "Шестигранник" (см. табл. 4.2). В связи с отсутствием
системы измерения мощности твэлов в эксплуатационных условиях
при определении допустимой мощности твэлов вводят коэффициент
запаса, которым учитывают погрешность расчета. Для указанных про-
грамм его принимают равным 1,14. Зная допустимую мощность твэлов,
можно найти допустимые мощности ТВС и реактора. Допустимая мощ-
ность ТВС
рдоп _
ТВС-
ГТВС
рДоп £мех
твэл твэл
твэл
• max , мех .
*ТВС ТВС К
.max т мех
*ТВС ТВС
где Р^с - критическая мощность ТВС; к™£* - коэффициент неравно-
мерности распределения энерговыделения между твэлами в ТВС, равный
259
отношению максимальной мощности твэла в ТВС к средней и зависящей
от обогащения топлива, положения ТВС в активной зоне, положения
органов регулирования, концентрации борной кислоты в теплоноси-
теле; А^£, — механический коэффициент, которым, как и для твэла,
учитывают отклонения физических и геометрических характеристик
твэлов от средних значений, в том числе отклонения в шаге решетки
твэлов (£jg£ > £^) ; л-пзэл - число твэлов в ТВС.
Для определения критической мощности ТВС со средними физи-
ческими и геометрическими характеристиками и равнонапряженными
твэлами с постоянным тепловыделением по высоте используют эмпи-
рические зависимости. В частности, для реактора ВВЭР-440 такая зави-
симость имеет вид [42]
р?вс = 6>9 С1 - °>323 *gtbc> ствс = gtbc (h вых - А вх) / 860,
где х — массовое паросодержание при выходе из ТВС; Gtbc — массовый
расход воды тепловыделяющей сборкой, т/ч; Авых и/гвх - энтальпии
теплоносителя при выходе из ТВС и входе в нее.
Допустимая мощность реактора связана с допустимой мощностью
ТВС соотношением
рДОП=рКР ,,
р гТВС ТВС7 Р'
где «твс — числоТВС в активной зоне реактора; кр — общий коэффи-
циент запаса, принимаемый для реактора ВВЭР-440 равным 1,5.
Гидравлические режимы активной зоны. Температурный режим
твэлов определяется не только энерговыделением самого твэла, но и
отводом теплоты от его оболочки, в свою очередь зависящим от ско-
рости теплоносителя при обтекании твэла, т. е. от расхода теплоносителя
тепловыделяющей сборкой. Как гидравлическая система активная зона
любого реактора состоит из большого числа параллельных каналов,
образуемых ТВС для прохода теплоносителя. В общем случае гидравли-
ческие сопротивления различных каналов и расходы ими теплоносителя
неодинаковы. Эти различия определяются прежде всего неодинаковым
тепловыделением. Увеличение гидравлического сопротивления того или
иного канала приводит к уменьшению им расхода теплоносителя.
В реакторах В В ЭР при нормальных режимах поток теплоносителя
однофазный. При этом гидравлические сопротивления параллельных
каналов близки друг к другу. В случае уменьшения общего расхода
теплоносителя, например, из-за отключения части ПДН, в каналах
наиболее напряженных ТВС возможно образование паровой фазы,
что увеличит гидравлическое сопротивление этих каналов и еще более
уменьшит количество проходящего по ним теплоносителя. Аналогичный
эффект может возникнуть при нарушении отвода теплоты от первого
контура в парогенераторах, что повышает температуру теплоносителя
260
при входе в активную зону. В рассматриваемых случаях сокращается
расход теплоносителя в ТВС с наибольшим энерговыделением, что
лишь усугубляет затруднения с обеспечением их надежности. Вследствие
этого в процессе эксплуатации необходимо располагать данными о рас-
ходе теплоносителя как всем реактором, так и отдельными ТВС.
В реакторах ВВЭР не предусмотрена установка расходомеров в пер-
вом контуре. Расход теплоносителя при этом определяют расчетным
путем, используя для этого один из трех способов [42]: напорные
характеристики насосов и измеренные перепады давления на ПДН;
фактические перепады давлений в реакторе, определяющие его гидрав-
лическое сопротивление; уравнение теплового баланса первого контура
(равенство количества теплоты, получаемой теплоносителем первого
контура от твэлов, количеству теплоты, передаваемой им во второй
контур, где измеряется расход теплоносителя). Определенные таким
образом значения расхода теплоносителя используются для коррекции
допустимой мощности реактора с тем, чтобы предотвратить кризис
теплообмена.
Отмеченные проблемы еще более важны для реакторов РБМК,
во-первых, из-за намного большего, чем ВВЭР, числа параллельных
потоков теплоносителя с чрезвычайно сложной системой подводящих
к ним воду нижних водяных коммуникаций, а во-вторых, из-за того,
что эти реакторы являются кипящими и в нормальных эксплуатацион-
ных режимах в каждом канале имеется пароводяная смесь, причем
объемное паросодержание в разных каналах в общем случае неоди-
наково. Поэтому в реакторах РБМК предусмотрено измерение и регу-
лирование расхода воды в каждом канале. Результаты измерений вво-
дятся в информационно-вычислительную систему, которая по заказу
оператора выдает ему в виде картограммы активной зоны информацию
о распределении мощностей, расходов воды и запасов до критической
мощности по технологическим каналам.
В реакторах этого типа предусмотрено одновременное управление
полем энерговыделения и распределением потоков питательной воды
по технологическим каналам. Необходимость этого определяется боль-
шой глубиной выгорания ядерного топлива и перегрузкой топлива при
работающем реакторе, что меняет структуру активной зоны в процессе
эксплуатации реактора. Профилирование полей энерговыделения и рас-
ходов воды по технологическим каналам производится по специально
разработанным алгоритмам, учитывающим реальные конкретные усло-
вия, возникающие во время работы реактора [15].
Предусмотрены два способа регулирования расхода воды: измене-
ние степени открытия дроссельно-регулирующих клапанов, установ-
ленных в напорных линиях каждого ПДН, и изменение степени открытия
запорно-регулирующих клапанов каждого технологического канала.
При номинальном режиме дроссельно-регулирующие клапаны открыты
Полностью. При малых мощностях блока (менее 150 МВт) расходы
воды ЩН для обеспечения необходимого запаса до начала кавитации
поддерживают в пределах 6000-7000 м3/ч. Распределение расходов
воды по технологическим каналам в процессе пуска реактора, когда
ЩН работают со сниженной производительностью, и выхода его на
мощность производят расчетным путем.
Измерение мощности реактора. Для обеспечения надежной и безо-
пасной работы реактора в каждый момент времени необходимо знать
фактическую его мощность с тем, чтобы сравнивать ее с допустимыми
значениями. Для реакторов типа ВВЭР обычно определяют тепловую
мощность. Для этого как в стационарных, так и в переходных режимах
экспериментально определяют тепловые балансы первого и второго
контуров.
Для стационарного режима уравнения теплового баланса имеют
вид [42]:
для реактора
Ql= 2 Gfbh{+Qcy3+bQZcl (6.35)
i' = i
для первого контура в целом
<2i= £ 0i-и." £ PKi+Qn + Qn.K*AQ1 i (6.36)
i = 1 i = 1
для /-го парогенератора со стороны его первого контура
Q[-ll = Gi^U (6.37)
для второго контура
п
2 01-11 = с(Ло-Лп.в)+депг- (638>
I = 1
В этих уравнениях <2i — количество теплоты, воспринимаемой
за единицу времени теплоносителем от твэлов (тепловая мощность
реактора); 0.\_^\ — количество теплоты, передаваемой за единицу вре-
мени через поверхность теплообмена парогенератора в i-й петле из
первого контура во второй; G,- — расход теплоносителя в i-й петле;
Ah i — повышение энтальпии теплоносителя в i-й петле при прохождении
через активную зону; Ah *пг - уменьшение энтальпии теплоносителя
первого контура в i-й петле при прохождении через парогенератор;
G — расход свежего пара; h0 и h п<в - энтальпии свежего пара и пита-
тельной воды; п - число петель; б СУЗ — количество теплоты, отво-
димой за единицу времени водой промежуточного контура от орга-
262
п
нов СУЗ; 2 PHj — количество теплоты, подводимое к теплоносителю,
i = 1
за единицу времени за счет работы сжатия в ПДН; Qn — количество
теплоты, затрачиваемой за единицу времени на подогрев подпиточной
воды; (2п.к — количество теплоты, отводимой за единицу времени
водой промежуточного контура; AQ? , AQ — потери теплоты в ок-
ружающую среду от реактора и петель первого контура; А(2ПГ ~~ сум-
марные потери теплоты в парогенераторах.
Величина 0,\_ц определяется соотношением
Qil_ll = kiFiATi, (6.39)
где kj — коэффициент теплопередачи; F/ — поверхность теплообмена;
ДТ/ — среднелогарифмический температурный напор в парогенераторе.
При определении тепловой мощности реактора в переходных режи-
мах приведенные уравнения следует дополнить слагаемыми, учиты-
вающими изменение аккумуляции теплоты в воде и металле соответ-
ствующих элементов [21, 42].
В соответствии с уравнениями (6.35)—(6.39) тепловая мощность
реактора может быть определена несколькими способами: из тепло-
вого баланса активной зоны реактора; из теплового баланса первого
контура и из тепловых балансов парогенератора по первому и второму
контурам. Правомерно применение любого из способов. Однако следует
иметь в виду, что в приведенных формулах имеется ряд величин, не
измеряемых непосредственно, а определяемых либо по паспортным
характеристикам, либо ориентировочно. Это относится, в частности,
к расходам теплоносителя по петлям, которые определяют из гидравли-
ческих характеристик ПДН, полученных при испытаниях насосов на
специальных стендах. В связи с отмеченным нередко используют одно-
временно разные способы для взаимного контроля. Для приближенных
экспресс-оценок используют и другие способы [42].
Реакторы РБМК снабжены системой физического контроля распре-
делений энерговыделения по радиусу и высоте активной зоны. Обра-
ботку сигналов первичных измерительных преобразователей и опреде-
ление суммарной мощности производит информационно-вычислитель-
ная система блока. В ее распечатках определенная таким образом мощ-
ность сравнивается с тепловой мощностью, полученной в результате
измерений теплотехнических величин.
Таблицы режимов. Основной документ, регламентирующий тепло-
вую мощность активной зоны в стационарных режимах, — таблица
режимов эксплуатации ЯППУ, где установлены основные пределы
безопасной эксплуатации по тепловой мощности активной зоны и ТВС,
контролируемые оператором. Примером такого документа примени-
тельно к реактору ВВЭР-440 может служить таблица 6.1. В ней, в част-
263
Й
E
с
05
x
x
я
н
с<9
О
ОС
о
2
S
<и
о.
§
X
ю
л
Н
«
0}
ё
о
О
о
1=;
с
СО
н
d
о
X
Си
«
Ж
Си
ге
2
2
о
ГЦНи
X
таю и.
о
ю
О,
о
1=;
а?
/**ч
со
со
о
о
1
3"
с;
о
о
г-
СИ
чО
я
2
s
о.
1=
S
Н
о
>
►-*
>
>
>
t 1
^н
^-i
н
i-i
ж 2
3§
eg
с язе
* «a
я Зг—<
~ о1-
5 о.
о t
н *
О 4>
"*■ т
S
Ж
а
Н
S
1=
>>
ж
5
о
о
S
2
о
ж
3
d
ж
X
1—4
U5
2
8
ar
Ж
d
о
с
5Ж
с:
н
ее
i-i
Ж
да
d
3
Си
н
ж
О
с;
о
о
да
о
гг
Ж
о
— 1
СЧ
1 -i
»-i -*
СЧ ^
СЧ
1 СЧ
-^ СЧ
СЧ СЧ
сч —
—, СЧ
СЧ СЧ
сч
•-, СЧ
СЧ СЧ
<-> СЧ
СЧ СЧ
—• СЧ
1 1
—• 1
СЧ |
.—,
СЧ
1 СЧ
-н СЧ
СЧ СЧ
^н СЧ
СЧ СЧ
1 СЧ
— СЧ
СЧ СЧ
«-* fS
Г 1*-,
3
ж
«о „ -
° ^, 1>
°z я
s ^2
2 ж
c^x £*
о 2 °
"tr -г ca
'_> Ж Q,
5 5 ¥
Й да *
Си С о
,—1
1
1
1
СЧ
■—*
1
1
1
сч
_^
—
1
1
1
,—i
1
1
1
1
1
-
СЧ
1
1
1
—'
<N
1
1
1
*—*
1
о
о
Си
О
н
«
2
z ■&
^, о
у ж
>ч Си
ж Н
CS
о
d
>>
я
X
3
^.
pa
о
w—i
•—*
"-*
.—1
гч
cs
fN
С^4
х-
*—1
Л
ж
ж
<и
да
о
ю
о
о
Си
О
н
Си
О
3
t-
СП
Г-А
w—i
гч
СП
«N
•—1
1
1
1
CS
»-н
1
1
-н
1
\©
»о
Tt
■*
<N
Tl-
rO
<N
СЧ
1
сч
.—i
1
1
да
Си
о
Г)
о
Сч
Си
о
н
а
2
z -9-
« и
S i -
>, а 3
ж Н х
264
«
S
ж
Си
н
о
S
н
о
Q
2
ж
о
Ж
да
га
О
да
да
о
Си
н
й)
2
CS
Си
а
С
ж
о
ге
Ж
и
(lib!
<-*-(
еле
S
аг
«j ^
Си.>>
овные па
гры ЯПП
ж о>
и 2
О
«о
«о
о
со
«о
СП
о
о
о
о
1—«
да
о
мая тепл
ж
н
о
а
о.
13,
ю
22,
°i
СП
CVJ
9,6
■чГ
СП
Tt
сп
см
со
«о
гч
^ g
9 £
гь реактор
[мый подо:
и ж
о S
3 ж
о о
2 П
°i
537
о
542
с-~
542
535,6
СП
сп
«л
г~*
1—1
1П
о\
ся
TJ-
«о
сз
Си
реакторе,
я темпера
да «
jj d
d s>
О Си
да О
гак-
си
входе в
л
^
^
d си
2 °
да ь
btfi
ж
о
п
«
о
X
да
ж
t-
X
я
и
CQ
Н
да
3
d
о
да
да
Си
и
1Й ПОДО
J3
2
ж
ж
о
2 3
ж Р
ТВСвЗО0-
активной з
« «о
О, Си
о О
2 Ь
с ж
«г о
•X, q
VO
СП
сч
<^
34,
t-H
г^
СП
15.7
ON
20,
сч
СП
сп
г—
VO
сп
О
Ой
Н
ральные
н
ж
^н ■—i чО —' «О чО
г- tJ- ^J- с— сп Ti-
en ст\ чо сп оч чо
Ю О '-> Ю ON —
(N (N (Ч (N ^н М
ON СЧ О ON C-4 О
г. » » ^ *■ ^
ЧО ГЧ СП 4D —< СП
f4 (S fN (N <Ч (N
^ СП ЧО **i ON ЧО
^ ON ON ^ ОС ON
— «О ON —* ON On
1Л N <N >Л -J c>)
—* ON ЧО •—' On чО
ТГ On О Tl-' СО О
N -ч (N ^ -н fN
чО О г— чО On г~
ЧО ГЧ ГЧ чО О С"Ч
<Ч С1 (Ч (Ч N (Ч
О О О О —' СЧ
i-i (ч m \t W vo
04 Ot О- Ol О" Oi
z z z z z z
Си 05
s 2
Q. J
) Ж
265
ности, даны уставки по температуре теплоносителя при выходе из
ТВС Эти уставки, используемые в системе внутри реакторного конт-
роля, различаются для периферийных и центральных ТВС (периферий-
ными считают те ТВС, которые хотя бы одной боковой гранью кон-
тактируют с водяным отражателем).
Для того чтобы повысить надежность охлаждения активной зоны
при отказе того или иного источника электропитания, предусматривают
несколько независимых источников питания. Так, электропитание ПДН
реактора ВВЭР-440 производят от четырех независимых источников:
двух трансформаторов, запитывающих электродвигатели от внешней
сети, и двух самостоятельных электрогенераторов собственных нужд.
Кроме того, имеется резервный трансформатор. Недопустимо подклю-
чение всех электродвигателей ПДН лишь от одного источника, так как
при его отказе остановятся все ПДН, подающие теплоноситель в актив-
ную зону. Чтобы облегчить эксплуатационному персоналу оперативное
решение вопроса, как распределить электродвигатели ПДН между
различными источниками электропитания, в таблице режимов дают
рекомендации по выбору схемы подключения в зависимости от ре-
жима ЯППУ.
Столбцы верхнего поля таблицы характеризуют подключение элек-
тродвигателей ГЦН к тем или иным источникам электропитания. Так,
согласно первому столбцу рекомендуется подключать по одному элек-
тродвигателю к каждому из трансформаторов и по два — к каждому
из генераторов собственного расхода; согласно второму столбцу — по
два электродвигателя к каждому из генераторов и два — к трансфор-
матору № 1. Совокупность первых четырнадцати столбцов (режимы
I—IY) характеризует различные сочетания подключения электродвига-
телей к источникам питания при работе шести ГЦН, а последних девят-
надцати столбцов — при работе пяти ПДН. Не все эти сочетания равно-
значны с точки зрения надежности активной зоны. Отключение гене-
ратора сопровождается его выбегом, в течение которого насосы про-
должают вращение, постепенно снижая угловую скорость, а следова-
тельно, продолжают и подачу теплоносителя. При отказе трансформатора
обесточивание электродвигателя ПДН происходит мгновенно и если
насос не оборудован специальными маховыми массами для увеличения
инерции, подача теплоносителя прекращается очень быстро.
Зависимость тепловой мощности активной зоны от схемы электро-
питания ПДН обусловлена длительностью выбега ПДН при различных
нарушениях в схеме электропитания с соответствующим изменением
расхода теплоносителя из-за отключения ПДН. Так, например, в наихуд-
шей ситуации (потеря электропитания у всех ПДН) в режимах I и YI
с выбегом будут работать четыре ГЦН, подключенные к секциям гене-
раторов собственного расхода. В режиме II при потере электропитания
на всех ПДН выбег будет лишь у двух. Вследствие этого допустимая ста-
266
ционарная мощность реактора при использовании режима II для элек-
тропитания ГЦН должна быть ограничена.
Аналогичные таблицы и карты режимов разрабатываются и для
других систем энергоблока.
Глава седьмая
ПЕРЕХОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЭНЕРГОБЛОКОВ
7.1. Процессы изменения мощности энергоблоков
Медленные и быстрые изменения мощности. В процессе эксплуата-
ции возникают ситуации, связанные с переходом энергоблока от одного
уровня мощности к другому. Сравнительно медленные изменения мощ-
ности, происходящие за период времени, измеряемый минутами и более,
чаще всего связаны с участием блока в регулировании графика нагрузок
в энергосистеме (например, разгрузка блока в период паводка, когда
целесообразно использование ГЭС с максимальной мощностью, раз-
грузка на ночь, на выходные и праздничные дни и др.); с разгрузкой
энергоблока персоналом при неисправностях части вспомогательного
оборудования (течи в регенеративных подогревателях и конденсаторах,
отключение части питательных или конденсатных насосов и др.) для
выяснения их причин и устранения; с теми или иными переключениями
в тепловой схеме (например, подключение или отключение одной из
петель первого контура, переход с одного питательного насоса на другой,
подключение или отключение теплофикационной установки и др.).
Причины быстрых изменений мощности — отключение от сети электри-
ческих генераторов, приводящее к полной разгрузке для моноблоков
или к частичной, если в состав блока входит несколько турбогенера-
торов; срабатывание предохранительных клапанов; срабатывание
аварийной защиты реактора или турбины, приводящее к полному оста-
нову или частичной разгрузке; участие блока в первичном регулиро-
вании частоты и противоаварийном управлении энергосистемой и пр.
Переходные режимы, связанные с пуском и остановом энергоблока,
рассмотрены в гл, 5. Аварийные режимы будут рассмотрены в гл. 8.
Переходный процесс, начатый в каком-либо одном элементе блока,
обычно далее последовательно распространяется на все его оборудова-
ние, приводя к большим или меньшим отклонениям практически всех
технологических параметров. Именно в переходных режимах чаще всего
возникает опасность превышения теми или иными технологическими
параметрами предельных допустимых значений, определяющих надеж-
267
ность и безопасность энергоблока. Для предотвращения этого в ряде
случаев приходится изменять структуру тепловой схемы.
При переходных режимах процесс изменения технологических
параметров сопровождается работой системы автоматического управ-
ления и защиты энергоблока. Автоматика в большой мере влияет на
характер переходных процессов. Поэтому рассмотрение переходных
режимов в еще большей мере, чем стационарных, должно проводиться
в тесной взаимосвязи с рассмотрением процессов автоматического
регулирования. В связи с этим кратко рассмотрим принципиальные
схемы автоматического управления и защиты энергоблоков АЭС, не
претендуя на полноту изложения, поскольку эти вопросы являются
предметом изучения в отдельном курсе. При необходимости более
серьезного ознакомления с применяемыми системами и процессами
регулирования читателю следует обратиться к специальной литературе
по автоматическому управлению ядерными энергетическими установ-
ками [50,21, 17].
Принципиальная схема регулирования энергоблока ВВЭР, реали-
зующая наиболее распространенную для этого класса блоков программу
регулирования с постоянным давлением во втором контуре (см. гл. 6),
приведена на рис. 7.1. Система регулирования изменяет свою структуру
в зависимости от режима работы блока. При работе в регулирующем
режиме система имеет структуру (рис. 7.1, а), реализующую способ
первичного управления турбиной (см. гл. 2). Командным органом
блока является регулятор мощности 8, сравнивающий фактическую
мощность генератора Рэ с ее заданным значением />зд. В стационар-
ных режимах Рэ = Рзц. Эксплуатационный персонал, воздействуя на
задатчик мощности 7, изменяет ее заданное значение />зд. Так как мощ-
ность генератора Рэ ПРИ этом оказывается не равной ее новому задан-
ному значению, регулятор мощности 8 в зависимости от разности
Рэ - 7^д формирует управляющую команду, вызывающую переходный
режим всего блока. Эта команда передается механизму управления
турбиной 10 и далее сервомотору 11, перемешающему в нужную сто-
рону регулирующие клапаны 5 турбины б. При этом электрическая мощ-
ность генератора Рэ изменяется до тех пор, пока не станет равной новому
значению /,зд. Мощности турбины и генератора изменяются в рассматри-
ваемом случае до того, как ЯППУ перейдет к новому режиму работы.
Регулирование тепловой мощности реактора производится системой,
выполненной по каскадному принципу. Перемещение регулирующих
клапанов турбины изменяет давление пара во втором контуре рц,
которое отклоняется от заданного значения д3^ Реактором управляет
автоматический регулятор мощности (АРМ), включающий в себя каскад
из двух соединенных иерархически регуляторов: регулятора давления
18 и подчиненного ему регулятора нейтронной мощности 16. Регулятор
268
£У ?п
ч^ы^ь
Г2Г
19
Рис.7.1. Принципиальные схемы регулирования энергоблоков ВВЭР: а - первичное
управление турбиной; б— первичное управление реактором
1 - реактор; 2 - активная зона; 3 - регулирующая сборка СУЗ; 4 - парогенера-
тор; 5 - регулирующие клапаны турбины; 6 - турбина; 7 - задатчик электриче-
ской мощности генератора; 8 - регулятор мощности блока; 9 - противоаварийная
автоматика энергосистемы; 10 — механизм управления турбиной; 11 — сервомо-
тор; 12 — регулятор частоты вращения; 13 — первичный измерительный преоб-
разователь давления пара во втором контуре; 14 — сервопривод СУЗ реактора;
15 — первичный измерительный преобразователь нейтронной мощности реактора;
16 - регулятор нейтронной мощности реактора; 17 - задатчик нейтронной мощ-
ности; 18 - регулятор давления пара во втором контуре; 19 - задатчик давления
пара во втором контуре
269
давления 18, сравнивающий заданное и фактическое давления, форми-
рует управляющую команду, передаваемую задатчику нейтронной
мощности реактора 17. Последний изменяет заданную нейтронную мощ-
ность Р3^, поддерживать которую должен регулятор нейтронной мощ.
ности реактора 16. Так как фактическая нейтронная мощность реактора
Рр в этот момент еще соответствует исходному режиму, регулятор 16
формирует управляющий сигнал, воздействующий на сервопривод 14,
который, перемещая регулирующую сборку СУЗ 3, переводит реактор
к новому режиму работы. В рассматриваемой схеме АРМ работает
в режиме поддержания заданной тепловой мощности реактора, в ка-
честве характеристики которой принято давление пара во втором кон-
туре блока.
Поскольку регулятор мощности блока 8 передает свою команду
через медленно действующий механизм управления турбиной 10, при
этом реализуются медленные переходные режимы. Быстрые переход-
ные режимы, связанные с участием блока в первичном регулировании
частоты или противоаварийном управлении энергосистемой (см. гл. 1),
возникают по командам регулятора частоты вращения ротора тур-
бины 12 или противоаварийной автоматики энергосистемы 9, пере-
даваемым сервомотору 11 непосредственно и быстро перемещающему
регулирующие клапаны турбины 5. Другая причина возникновения
быстрых переходных режимов - неполадки в тех или иных элементах
блока, приводящие к их останову, что изменяет режим всего блока,
также вызывая действие автоматического регулирования.
При аварийном отключении части ГЦН, а также в других случаях,
когда необходимо ограничить изменение нагрузки блока и режимов
работы его оборудования, структура системы регулирования блока
автоматически перестраивается к виду, приведенному на рис. 7.1, б.
При этом реализуется способ первичного управления реактором (см.
гл. 2). Командным органом блока становится автоматический регу-
лятор мощности реактора 16, работающий при этом в режиме поддержа-
ния нейтронной мощности реактора. При необходимости изменить ре-
жим блока воздействием на задатчик 17 эксплуатационный персонал
изменяет заданную мощность реактора 7»зд. АРМ реактора 16, выход-
ной сигнал которого передается сервоприводу 14, перемещает регули-
рующую сборку СУЗ 3, приводя нейтронную мощность реактора Рр
в соответствие с ее новым заданным значением. Так как режим работы
турбины при этом изменяется позже, чем режим работы ЯППУ (за
исключением, конечно, аварийных ситуаций в элементах ПТУ), реактор
оказывается защищенным от возмущений со стороны турбины. Изме-
нение мощности реактора, в свою очередь, изменяет паропроизводитель-
ность ЯППУ, что приводит к отклонению давления пара рц. Восприни-
мающий это отклонение регулятор давления 18, подключенный при
изменении структуры к механизму управления турбиной 10, стремясь
270
восстановить заданное давление рц, перемещает регулирующие кла-
паны 5 турбины 6, переводя ее вслед за реактором к новому режиму
работы.
Выше описана принципиальная схема регулирования блока. При ее
реализации для различных конкретных блоков возможны разные ее
вариации [21,50].
В блоках с реакторами РБМК нежелательны отклонения давления
пара от номинального, поскольку они влияют на нейтронно-физические
процессы в активной зоне. Для этих блоков применяют обычно системы
регулирования, реализующие описанный выше способ первичного управ-
ления реактором. Схема регулирования при этом принципиально не
отличается от приведенной на рис. 7Л, б.
В качестве примера на рис. 7.2 приведены переходные процессы
изменения основных технологических параметров при отключении одной
из турбин блока ВВЭР-440. Быстрое закрытие клапанов турбины
и уменьшение до нуля ее мощности Рэ1 приводит к повышению давле-
ния рц в главном паровом коллекторе парогенераторов. Давление
пара поддерживается автоматическим регулятором мощности (АРМ)
реактора, который, воздействуя на регулирующую сборку СУЗ, при-
водит мощность реактора _Рр в соответствие с изменившейся суммарной
мощностью турбин. При этом уменьшается подогрев теплоносителя
в активной зоне АТ&3, и в соответствии с программой регулирования
при постоянном давлении пара во втором контуре снижается средняя
температура теплоносителя в первом контуре. Повышение давления рц
в главном паровом коллекторе парогенераторов увеличивает расход
пара второй турбиной и ее мощность Рэ2. Воспринимающий это откло-
нение автоматический регулятор мощности турбин, изменяя положение
М2 регулирующих клапанов второй турбины, поддерживает с заданной
точностью ее мощность. Если повышение давления рц окажется слиш-
ком большим, возможно временное открытие БРУ-К, перепускающей
часть свежего пара в конденсатор. После снижения давления рц в резуль-
тате уменьшения тепловой мощности реактора пропуск пара через
БРУ-К в конденсатор прекращается. Рассмотренный режим относится
к числу штатных переходных режимов блока.
Другой характерный пример — отключение одного-двух ЩН, напри-
мер, из-за их обесточивания. При отключении одного ГЦН сокращается
расход теплоносителя, проходящего через активную зону. Чтобы не
допустить чрезмерного повышения его температуры и обусловленного
этим вскипания, необходимо снизить мощность реактора на 25%. У бло-
ков ВВЭР при этом автоматически изменяется структура системы регу-
лирования. При штатном числе насосов система реализует принцип
первичного управления турбиной (см. рис. 7.1, а). При этом АРМ реак-
тора поддерживает давление пара во втором контуре. После отключения
ГЦН происходит перестройка системы регулирования блока для реали-
зации способа первичного управления реактором. При этом АРМ пере-
271
ключается в режим поддержания нейтронной мощности реактора, умень-
шая эту мощность до 75% номинальной. Снижение мощности реактора
приводит к понижению давления пара перед турбиной. Регулятор давле-
ния свежего пара, подключенный при этом к системе регулирования
Р3,№т
200
О
100
90
30
30
20
10
/
Рз2
&
/ \ р"
~\у f*
VL^-\
i i i i
-
,(, ,
t
рюМПа
%8
Мл
рр)%
60
60
о
8 10 мин
Рис. 7.2. Переходные процессы изменения технологических параметров энерго-
блока ВВЭР440 при отключении одного турбогенератора от сети
турбины, прикрывает регулирующие клапаны, восстанавливая исходное
давление. Мощность турбин приводится при этом в соответствие с умень-
шенной мощностью реактора.
При уменьшении мощности турбин и реактора изменяются также
режимы работы парогенераторов, СПП, регенеративных подогревателей,
конденсационной установки, конденсатных и питательных насосов
и др. При изменении режима работы реакторов, парогенераторов, турбин
и другого оборудования энергоблока .меняются параметры рабочих
процессов в них, вследствие чего меняется температурное состояние
наиболее ответственных элементов (корпусов, патрубков, фланцевых
соединений, роторов турбин и др.). Это приводит к температурным
напряжениям и деформациям. Из-за этого приходится во многих слу-
чаях ограничивать скорости перехода от одного режима к другому
[9, 34].
Нестационарное ксеноновое отравление при переходных режимах.
Каждое изменение мощности реактора сопровождается изменением
концентрации ,35 Хе и связанным с этим нестационарным ксеноновым
отравлением. Ксеноновые процессы после снижения мощности реактора
от Pi до /*2 (рис. 7.3, а) аналогичны тем, какие происходят после пол-
а) 6)
Рис.7.3 . Нестационарное отравление ксеноном после снижения мощности реакто-
ра (а) и после ее увеличения ( б)
ного останова реактора (см. рис. 5.8), но потеря реактивности рхе»
определяемая глубиной йодной ямы (заштрихованная площадь на
рис. 7.3, а), при частичной разгрузке реактора меньше, чем при его
полном останове. Как следует из рис. 7.4, эта величина возрастает с уве-
личением глубины разгрузки реактора. Компенсация отрицательной
реактивности рхе производится либо перемещением компенсирующих
стержней СУЗ, либо уменьшением концентрации борной кислоты в теп-
лоносителе (для реакторов ВВЭР). С этой целью может быть исполь-
зован также температурный эффект реактивности. Определенную роль
в компенсацию Рхе вносит также мощностной эффект реактивности.
Если имеющихся запасов реактивности окажется недостаточно, чтобы
полностью компенсировать рхе> то под влиянием некомпенсированной
отрицательной реактивности реактор не удержится на новом стационар-
ном уровне мощности Р2, а выйдя в подкритический режим, в конечном
счете придет к полному останову. Для реакторов ВВЭР опасность этого
возрастает с течением рабочей кампании, так как из-за выгорания топ-
273
лива запас реактивности неуклонно уменьшается. В завершающей стадии
рабочей кампании и в период ее продления вынужденная частичная раз-
грузка блока, обусловленная, например, отключением одного турбо-
генератора (для дубль-блоков), какой-либо части параллельно рабо-
тающих питательных насосов, ПДН и т. п., может привести к полному
останову реактора. Аналогичная опасность существует для канальных
реакторов, которые по условиям экономичности обычно работают
а) 6)
6) г)
Рис. 7.4. Изменение реактивности />хе реактора ВВЭР-440 от нестационарного
ксенонового отравления при изменении мощности от Р\ доР2: а ~ р\ = 100%
^ном; б-Р{ = 75%РНом ;в-Р1 = 50%РНОМ; г - Р{ = 25%/>ном
с минимальными запасами реактивности. Выбранный запас для этих
реакторов должен быть достаточным для компенсации нестационарного
ксенонового отравления. Полезным здесь может быть также азотно-
гелиевое регулирование (см. § 7.2).
После увеличения мощности реактора (см. рис. 7.3, б и 7.4) из-за
возросшей плотности потока нейтронов скорость выгорания ксенона
при поглощении нейтронов уменьшается, а реактивность возрастает.
Этот эффект называют ксеноновым выбегом реактивности.
Однако через некоторое время начинает сказываться более интенсивное
образование ядер 135J, приводящее при их радиоактивном распаде
к образованию новых ядер 135Хе. Этот эффект вызывает повышение
274
концентрации Хе до нового равновесного значения, большего, чем
на исходном режиме. Временное возрастание положительной реактив-
ности после повышения мощности в случае вынужденного останова
реактора в этот период должно быть скомпенсировано стержнями АР.
Это обстоятельство следует учитывать при выборе для них суммарного
запаса реактивности.
Заметный провал реактивности или увеличение ее в результате
нестационарного отравления ксеноном происходит через несколько
часов после изменения режима работы реактора с последующим выхо-
дом на новый уровень стационарного отравления через 20—30 ч.
Для оценки допустимости планируемого переходного режима (с точ-
ки зрения достаточности имеющегося оперативного запаса реактивности
при снижении мощности реактора или возможностей компенсации
высвободившейся реактивности при повышении мощности) в режимные
карты реактора, подготавливаемые заранее для эксплуатационного
персонала, обычно входят таблицы или графики параметров йодных ям
и ксеноновых выбегов реактивности в переходных режимах. Их строят,
как правило, исходя из условия, что в момент начала переходного
режима реактор работает в состоянии стационарного ксенонового отрав-
ления,
Ксеноновые колебания. Нестационарное ксеноновое отравление
вносит положительную обратную связь в нейтронно-физические про-
цессы в активной зоне реактора, ухудшая его характеристики как
объекта управления. Внесение отрицательной реактивности (например,
введением в активную зону стержней СУЗ), снижая мощность реактора,
в свою очередь, из-за нестационарного ксенонового отравления спустя
некоторое время высвобождает дополнительную реактивность того же
знака, что и при первоначальном возмущении. Это усиливает перво-
начальное возмущение. Компенсация отмеченного эффекта требует
воздействия на органы управления реактором. Аналогичные процессы
протекают и при внесении положительной реактивности.
Упомянутой положительной обратной связью обусловлена вероят-
ность ксеноновых колебаний — периодического перераспре-
деления энерговыделения по объему активной зоны, вызванного ксено-
новыми переходными процессами. Пространственные ксеноновые коле-
бания (ксеноновые волны) могут возникать в реакторах больших
размеров (например, ВВЭР-ЮОО и РБМК), имеющих в активной зоне
несколько критических масс. В таких реакторах случайное локальное
увеличение плотности потока нейтронов приведет к интенсивному выго-
ранию 13sXe в этой области. Следствием этого будет высвобождение
положительной реактивности и дополнительное увеличение плотности
потока нейтронов в рассматриваемой области активной зоны, что, в свою
очередь, усугубит идущий процесс.
Поскольку за счет этого локального процесса увеличивается общая
мощность реактора, регулятор мощности реактора воздействием на
275
стержни СУЗ уменьшит плотность потока нейтронов по всей активной
зоне. При определенном сочетании характеристик отдельных областей
активной зоны и степени воздействия системы регулирования может
возникнуть такая ситуация, при которой большая часть активной зоны
окажется в подкритическом состоянии, а рассмотренная выше ее локаль-
ная область останется в надкритическом. В этой области будет проис-
ходить дальнейшее уменьшение концентрации 135 Хе, а во всей остальной
части активной зоны — ее увеличение. Через несколько часов в резуль-
тате интенсифицированной реакции деления топлива в рассматриваемой
области активной зоны за счет образования новых ядер 135 Хе его кон-
центрация начнет возрастать (см. рис. 7.3, б), вследствие чего, а также
под влиянием мощностного и температурного эффектов реактивности
эта локальная зона станет подкритической. В остальной части активной
зоны процессы будут идти в противоположном направлении. В резуль-
тате при поддержании интегрального значения мощности реактора воз-
никнут периодические перераспределения ее между отдельными облас-
тями активной зоны с периодом примерно 1 сут. Вероятность ксено-
новых колебаний возрастает при использовании рассмотренных в гл. 3
мер по выравниванию поля энерговыделения [42].
Для подавления ксеноновых колебаний используют укороченные по-
глощающие стержни СУЗ, дополнительные поглотители и другие сред-
ства. Эффективным средством является применение для отдельных
областей активной зоны локальных автоматических регуляторов
нейтронной мощности. Такие регуляторы существенно облегчают работу
эксплуатационного персонала.
7.2. Маневренные характеристики энергоблоков АЭС
Факторы, ограничивающие маневренность. Хотя, как отмечалось
в гл. 1, по экономическим соображениям АЭС целесообразно исполь-
зовать в базовой части графика нагрузок, уже сейчас это встречает
затруднения в ряде энергосистем с повышенной неравномерностью
электропотребления. Отсюда как вынужденная мера должно рассматри-
ваться возможное участие энергоблоков АЭС с реакторами на тепло-
вых нейтронах в сезонном, недельном, а в перспективе и в суточном
регулировании энергосистем. За рубежом, в частности, во Франции,
где доля АЭС в общей выработке электроэнергии превышает 70%,
энергоблоки с водо-водяными реакторами систематически участвуют
в суточном регулировании переменной части графиков электрических
нагрузок, разгружаясь до уровня 30% номинальной мощности.
Принципиально правомерна постановка задачи создания специали-
зированных маневренных энергоблоков АЭС. Однако ее решение потре-
бует длительного времени, а в ближайшей перспективе следует ориенти-
276
роваться на возможность привлечения к работе в переменной части
графиков нагрузок энергоблоков с реакторами на тепловых нейтронах,
уже находящихся в эксплуатации, строящихся или запланированных
к строительству.
Наиболее трудный вопрос — обеспечение надежности реактора при
переменных нагрузках. Основные ограничения маневренности реакторов
определяются опасностью разгерметизации оболочек твэлов при цикли-
ческих изменениях энерговыделения, нестационарным ксеноновым
отравлением, переменными термическими напряжениями в корпусах
реакторов типа ВВЭР, изменениями температурного состояния графи-
товой кладки реакторов РБМК и другими факторами.
Тепловыделяющие элементы с топливом в виде табле-
ток спеченного диоксида урана и цилиндрическими оболочками из
цирконийниобиевого сплава, используемые в отечественных реакторах
на тепловых нейтронах, имеют высокую надежность при базовом режиме
эксплуатации АЭС. Число преждевременно потерявших герметичность
твэлов не превышает 0,01% общего их числа [57].
При работе реактора с переменными нагрузками эксплуатационная
надежность твэлов снижается из-за относительно быстрых изменений
температуры твэлов и оболочки и возникающих при этом дополнитель-
ных напряжений. Установлено, что разрушение твэлов при подъемах
мощности вызвано в основном механическим воздействием термически
расширяющегося топливного сердечника на оболочку, возникающим
из-за различия температур и коэффициентов температурного расшире-
ния сердечника и оболочки (коэффициенты температурного расширения
циркониевых сплавов в 1,5—2 раза меньше, чем диоксида урана). Кроме
того выявлено, что в присутствии таких агрессивных продуктов деления,
как иод, цезий и другие изотопы, циркониевые сплавы испытывают
склонность к коррозионному растрескиванию под напряжением вслед-
ствие потери пластичности. Перечисленные факторы оказывают суще-
ственное влияние на ужесточение требований к условиям эксплуатации
твэлов в реакторе.
Опасность разрушения оболочек твэлов при циклическом измене-
нии мощности обусловлена тремя факторами: значительным выгора-
нием топлива, высокими линейными нагрузками и большим локальным
увеличением линейного энерговыделения. При определении требований
к условиям эксплуатации твэлов по каждому фактору устанавливается
определенный запас. Однако в реальных условиях каждый из этих
трех факторов вследствие их взаимного влияния может усиливать
или ослаблять действие других факторов (так, увеличение глубины
выгорания снижает линейное энерговыделение). Для уточнения требо-
ваний к серийным твэлам необходима достоверная информация об их
потенциальных возможностях на базе ресурсных реакторных испытаний.
До накопления достаточно обширных результатов приходится идти
на ужесточенные требования.
277
За рубежом накоплен определенный опыт эксплуатации в пере-
менном графике нагрузки твэлов, близких по своим характеристикам
к выпускаемым в нашей стране [25, 57}. Показано, что твэлы выдер-
живают 500—600 циклов изменения мощности со скоростью от
0,3—0,8%/мин до 2—3%/мин при локальном изменении удельных нагру-
зок от 280 до 690 Вт/см. Средняя глубина выгорания топлива в испыта-
ниях ТВС достигала 36 МВт • сут/кг. Невысокая удельная активность
теплоносителя по 131 J свидетельствует о высокой герметичности обо-
лочек твэлов и отсутствии каких-либо отрицательных последствий
от циклических изменений нагрузки. Имеется также достаточно обшир-
ная информация о поведении отечественных твэлов в переменных режи-
мах, полученная при эксплуатации реакторов в начальные периоды
освоения мощности с характерным для этих периодов значительным
числом остановов и изменений мощности.
Анализ этой информации и положительный опыт эксплуатации
свидетельствуют что выпускаемые в настоящее время твэлы имеют
достаточно высокую устойчивость к переменным нагрузкам и не на-
кладывают ограничений на участие энергоблоков с реакторами на тепло-
вых нейтронах в регулировании недельных графиков нагрузки с регу-
лировочным диапазоном до 30% номинальной мощности и скоростью
подъема мощности до 1%/мин [25, 57]. Отсутствуют также ограни-
чения со стороны твэлов возможности участия энергоблоков АЭС с реак-
торами на тепловых нейтронах в противоаварийном регулировании
энергосистем. Для заключения о возможности режимов работы АЭС
с ежесуточными разгрузками на ночь нужны дополнительные обоснова-
ния. Однако даже при получении положительных результатов необхо-
димо продолжить поиск новой конструкции и технологии производства
высокоманевренных твэлов.
Малоцикловые термические напряжения в эле-
ментах конструкции реактора ВВЭР и парогенераторов ограничивают
скорость пуска блока с остановом на ночь или на выходные дни и с пол-
ным или частичным расхолаживанием. В этом случае скорость про-
грева корпуса реактора регламентирована значением 0,3 К/мин. Если
требование полного останова энергоблока АЭС заменить умеренным
снижением нагрузки в ночные часы и выходные дни на 25—30% со ско-
ростью до 1%/мин, то ограничения по условиям термоциклической
прочности существенно ослабляются. При воздействии переменных
температурных напряжений в металле корпуса реактора и парогенера-
торов происходит накопление термоусталостной повреждаемости. Чем
больше напряжения, тем меньше допустимое число циклов изменений
за срок службы корпуса. Амплитуда напряжений определяется темпе-
ратурой корпуса и скоростью ее изменения. При ограниченном участии
энергоблока в регулировании нагрузки энергосистемы температура
корпуса реактора и парогенераторов будет меняться в среднем на
4—5 К со скоростью не более 0,16 К/мин, причем скорость изменения
278
температуры в первом контуре в случае необходимости может быть
понижена допущением в переходных режимах некоторого разбаланса
мощностей первого и второго контуров. Диапазон изменений темпера-
туры существенно зависит от принятой программы регулирования
энергоблока (см. § 6.2), Как следует из рис. 6.4, наименьшие откло-
нения температуры корпуса реактора наблюдаются при поддержании
неизменной средней температуры теплоносителя в первом контуре,
а корпусов парогенераторов — при поддержании постоянного давле-
ния во втором контуре. Несовпадение рациональных программ регули-
рования первого и второго контуров заставляет отдавать предпочтение
одной из них. Чаще применяют программу регулирования блока с по-
стоянным давлением во втором контуре или комбинированную (ком-
промиссную) программу.
Колебания температуры графита в реакторах РБМК
нежелательны, так как замена и ремонт графитовой кладки затруд-
нительны. Для этого типа реакторов графит является замедли-
телем.В процессе замедления нейтронов их кинетическая энергия пре-
вращается в теплоту, разогревающую графит до высоких температур.
Теплота отводится от кладки к технологическим каналам и каналам
СУЗ через разрезные, надетые снаружи на технологические каналы
графитовые кольца, размещенные по высоте канала так, что одно кольцо
имеет контакт с трубой канала, а следующее — с графитовым блоком
и т. д. Другой путь отвода теплоты от графитовой кладки — теплопро-
водность через азотно-гелиевую смесь, продуваемую в зазоры между
графитовыми блоками и технологическими каналами. Температурный
режим графитовой кладки определяется балансом тепловыделения в ней
и отвода теплоты от нее. При номинальном режиме температура графита
достигает 930—1030 К [15]. При разгрузке реактора уменьшается поток
нейтронов. Соответственно этому уменьшается тепловыделение в графи-
товой кладке. Если не принять специальных мер, за счет этого будет
уменьшаться температура графита. При снижении мощности реактора
РБМК-Ю00 от 100% до 50% номинальной температура графита умень-
шается примерно на 125 К, а при разгрузке до 75% - на 63 К. Цикли-
ческие колебания температуры и обусловленные ими температурные
напряжения в графите могут стать причиной преждевременного выхода
графита из строя.
Изменения температуры графитовой кладки при маневрировании
мощностью могут быть сведены к минимуму, если управлять отводом
теплоты от графитовой кладки, приводя его в соответствие с ме-
няющимся тепловыделением в графите. Один из возможных путей
такого управления — изменение состава азотно-гелиевой смеси, проду-
ваемой через графитовую кладку (азотно-гелиевое регу-
лирование). Если, например, при разгрузке реактора повысить
Долю азота в азотно-гелиевой смеси, то уменьшится теплопроводность
смеси, а следовательно, и количество теплоты, отводимой от графита.
279
Как показали выполненные СПбГТУ и ЛАЭС расчетные и эксперимен-
тальные исследования [47], изменением состава азотно-гелиевой смеси
можно с высокой точностью (до 3—5 К) поддерживать среднюю темпе-
ратуру графита. Это практически снимает ограничения по маневренности
реактора, связанные с колебаниями температуры графита.
Температурное состояние турбины также отно-
сится к числу факторов, ограничивающих маневренность энергоблока.
Порой некоторыми специалистами высказывается утверждение, что
сравнительно низкие параметры пара, применяемые для влажнопаровых
турбин АЭС, предопределяют отсутствие ограничений по их маневрен-
ности. В действительности же температура влажного пара однозначно
определяется его давлением, которое меняется по проточной части
турбины примерно пропорционально ее мощности [52]. Изменения
температуры пара по проточной части ЦВД при разгрузке влажно-
паровой турбины могут превышать аналогичные изменения температуры
в ЦВД турбины перегретого пара при снижении ее мощности на такую же
долю, причем в отличие от турбин перегретого пара температура рабочей
среды в ЦВД влажнопаровой турбины изменяется при их работе как
с постоянным, так и со скользящим давлением. Коэффициенты же
теплоотдачи от влажного пара к металлу значительно больше, чем при
теплоотдаче от перегретого пара к металлу. Поэтому при быстром изме-
нении мощности в сторону как разгрузки, так и нагружения металл
корпуса и ротора ЦВД влажнопаровой турбины испытывает большие
тепловые удары, чем у турбин перегретого пара. Это обстоятельство
следует учитывать при оценке допустимости экстренных изменений
мощности турбины. При сравнительно медленных плановых изменениях
нагрузки, как показывают исследования, проведенные на турбинных
заводах и в научно-исследовательских институтах [34, 48], предель-
ные допустимые скорости изменения мощности турбин превышают
аналогичные скорости изменения тепловой мощности ЯППУ, вследствие
чего термонапряженное состояние турбины при плановых изменениях
нагрузки не является лимитирующим фактором для блока в целом.
Подводя итог выполненному анализу, можно сделать вывод о допу-
стимости ограниченных изменений мощности энергоблока (на 20—25%
номинального значения) при участии его в недельном регулировании
энергосистем. Основной ограничивающий фактор при этом — термо-
напряженное состояние оболочек твэлов.
Регулировочный диапазон. Он ограничен снизу техническим мини-
мумом нагрузки, а сверху максимальной допустимой мощностью
энергоблока. Под техническим минимумом нагрузки
понимают тот минимальный уровень мощности, при котором энерго-
блок может работать неограниченно долгое время и с которого он
в любой момент времени может возвратиться к любому требуемому
энергосистемой уровню мощности в пределах регулировочного диапа-
зона. Технический минимум нагрузки энергоблока в значительной мере
280
связан с нестационарным ксеноновым отравлением реактора. Как было
показано выше (см. рис. 7.3 и 7.4), после уменьшения мощности реак-
тора повышается концентрация 135Хе, что вводит в активную зону
дополнительную отрицательную реактивность АрХе. Для ее компен-
сации необходимо ввести такую же положительную реактивность. Если
имеющегося оперативного запаса реактивности недостаточно для ком-
пенсации АрХе» то не скомпенсированная часть нестационарного ксе-
нонового отравления выведет реактор в подкритическое состояние
и в конечном счете приведет к останову реактора. Поэтому технический
минимум нагрузки определяется имеющимся оперативным запасом
реактивности.
Задача возврата энергоблока после его разгрузки к требуемому
энергосистемой уровню мощности связана с необходимостью ввода
положительной реактивности для вывода реактора в надкритическое
состояние. Требование этого может возникнуть в любой момент вре-
мени, в том числе тот, которому соответствует максимум нестационар-
ного ксенонового отравления (|Архе1 = max). С учетом этого на
преодоление ксенонового отравления при разгрузке может быть за-
трачена лишь часть имеющегося оперативного запаса реактивности;
остальная часть необходима для повышения мощности блока в самый
неблагоприятный момент времени т*, при котором I Apxe I = max.
Запас реактивности реакторов ВВЭР из-за выгорания топлива непре-
рывно уменьшается в течение рабочей кампании, произвольный момент
которой характеризуется безразмерным временем 7, отнесенным к про-
должительности рабочей кампании тр. Обусловленное этим уменьшение
регулировочного диапазона блока с реактором ВВЭР-440 при его работе
с постоянным давлением во втором _контуре иллюстрирует рис. 7.5
[25], где регулировочный _диапазон АР определяется разностью между
номинальной мощностью Р ном и техническим минимумом нагрузки
Pj.m- Черточкой отмечены значения мощности, отнесенные к ее номи-
нальному значению Рном. Как следует из приведенного графика, техни-
ческий минимум нагрузки определяется не только оперативным запасом
реактивности, но и скоростью его ввода. Если для компенсации ксено-
нового отравления используется борная кислота, то эта скорость зависит
от скорости Ъ вывода борной кислоты из теплоносителя. При малой
скорости вывода борной кислоты глубина допустимой разгрузки реак-
тора монотонно уменьшается на протяжении рабочей кампании (кри-
вая 1 на рис. 7.5). Это обусловлено тем, что хотя реактор имеет запас
реактивности, темп ввода положительной реактивностиоказывается
меньше скорости отравления реактора. При увеличении b до 0,2 ч"1
в течение первой половины рабочей кампании нестационарное ксено-
новое отравление не ограничивает глубину разгрузки реактора (вплоть
до нагрузки собственных нужд Р =0,1). Положительный эффект может
дать также перераспределение запаса реактивности между борной кисло-
той и стержнями СУЗ в сторону увеличения запаса в последних, обла-
281
дающих большим быстродействием [25]. Во второй половине рабочей
кампании регулировочный диапазон блока резко сокращается, и на
заключительном ее этапе возможности разгрузки реактора становятся
практически нулевыми. Строго говоря, и в этот период реактор может
после некоторого небольшого снижения мощности компенсировать
ксеноновое отравление за счет мощностного и температурного эффек-
тов реактивности. Однако при этом будет невозможен набор мощности
%
100
80
60
4-0
20
О 0,2 0,4- 0,6 0,6 1,0
Рис.7.5. Изменение глубины допустимой разгрузки Р = Р/Рпом энергоблока
ВВЭР-440 в зависимости от момента рабочей кампании т
1 - скорость вывода борной кислоты Ъ = 0,05 ч-*; 2 - Ъ = 0,2 ч _*
в период максимального отравления реактора, так что регулировочный
диапазон остается нулевым, вследствие чего в заключительной части
рабочей кампании энергоблоки с реакторами ВВЭР при программе
регулирования с постоянным давлением свежего пара могут работать
практически только в базовом режиме.
Применение скользящего давления пара во втором контуре (см.
рис. 6.4, г) позволяет получить заметный положительный эффект. При
этой программе регулирования блока средняя температура теплоноси-
теля в первом контуре уменьшается при разгрузке блока на большую
величину, чем при постоянном давлении. Высвобождаемая за счет темпе-
ратурного эффекта положительная реактивность позволяет скомпен-
сировать отрицательную реактивность, возникшую в результате ксено-
нового отравления, при значительно более низких уровнях мощности,
282
р
^^^
/
р
ном
1-у/
\
S
м
ъ
чем в случае работы блока с постоянным давлением во втором контуре.
Безусловно, и в этом случае не обеспечивается в момент времени 7*,
соответствующий наибольшей потере реактивности lApxe'max, воз-
можность возврата энергоблока к исходному уровню мощности, так
как при наборе мощности в этот момент положительная реактивность,
обусловленная температурным эффектом, ликвидируется, а неста-
ционарное ксеноновое отравление сохраняется. Однако, если несколько
смягчить требования к энергоблоку, не добиваясь непременного восста-
новления в самый неблагоприятный момент времени номинальной
мощности, а ограничиться некоторым ее значением Р*> меньшим номи-
нального, то часть образующегося за счет мощностного и температурного
эффектов запаса реактивности_можно использовать для снижения техни-
ческого минимума нагрузки Р т#м. В результате этого обеспечивается
регулировочный диапазон энергоблока АР = Р* — Рт.м. Вследствие
изложенного скользящее давление пара во второй половине рабочей
кампании энергоблока расширяет его регулировочный диапазон
(рис. 7.6), причем положительный эффект увеличивается к концу рабо-
чей кампании.
Регулировочный диапазон энергоблока может быть расширен не
только уменьшением технического минимума нагрузки, но и повы-
шением мощности сверх номинального значения. Расчетные и экспери-
ментальные исследования различных организаций (ИАЭ, Кольской АЭС,
СПбГТУ, СПИ и др.) свидетельствуют, что оборудование блоков как
с реакторами ВВЭР-440, так и с реакторами ВВЭР-1000 располагает
определенными резервами, позволяющими по предварительным оценкам
повысить мощность на 10—12% сверх номинальной. К настоящему
времени получен практический опыт длительной эксплуатации энерго-
блоков ВВЭР-440 Кольской АЭС при 107% номинальной мощности [20],
а также опыт кратковременного форсирования энергоблока ВВЭР-1000
[5], который позволяет рассчитывать на успешное решение этой задачи.
Снижение мощности реакторов РБМК также сопровождается неста-
ционарным ксеноновым отравлением с высвобождением отрицательной
реактивности АрХе- При разгрузке блока РБМК-1000 на 50% номиналь-
ной мощности потеря реактивности в результате нестационарного ксено-
нового отравления эквивалентна реактивности 17,5 стержней ручного
регулирования (РР), а при разгрузке на 25% - реактивности 8 стержней
РР (рис. 7.7, а). Здесь АрХе = Рхе(0 - Р™> где рХе(г) и р£х -
соответственно текущее значение потери реактивности за счет ксено-
нового отравления и ее значение в исходном режиме за счет стационар-
ного ксенонового отравления. Кроме того, как было показано выше,
при разгрузке реактора (если не принято специальных мер) существенно
снижается температура графита, что изменяет его замедляющие свойства.
Так как реактор РБМК имеет положительный температурный коэффи-
циент реактивности по графиту (см. гл. 3), то снижение температуры
графита высвобождает отрицательную реактивность Аргр, эквивалент -
283
ную 32 стержням РР при разгрузке реактора на 50% номинальной мощ-
ности и 15,5 стержням — при разгрузке на 25%. Таким образом, изме«
нение температуры графита вносит примерно вдвое больший вклад
в формирование отрицательной реактивности, чем нестационарное
ксеноновое отравление [47]. Для того чтобы реактор в разгруженном
состоянии удержать от перехода в подкритический режим под сово-
%
80
60
20
О
0,7 0,8 0,9 1,0
Рис.7.6. Регулировочные диапазоны АР энергоблока ВВЭР-440 при постоянном
( 2) и скользящем (2) давлении пара во втором контуре в разные моменты TD
рабочей кампании
купным воздействием нестационарного ксенонового отравления и сни-
жения температуры графита, необходим оперативный запас реактивности
в 47,5 стержней РР при разгрузке на 50% и в 23,5 стержня РР при раз-
грузке на 25% номинальной мощности. Стабилизацией температуры
графита (например, посредством рассмотренного выше азотно-гелиевого
регулирования реактора) можно исключить потерю реактивности Аргр.
Это позволяет более чем вдвое уменьшить оперативный запас реактив-
ности, требуемый для маневрирования реактором. В результате увели-
чивается глубина выгорания топлива.
Непрерывная перегрузка топлива в реакторах канального типа,
которую в настоящее время рекомендуется проводить в стационарном
режиме (в том числе по процессам отравления), допускает работу
с минимальным запасом реактивности, который определяется главным
образом стабильностью управления полем энерговыделения. Избы-
точный запас реактивности, необходимый для компенсации нестационар-
АР
^
г7
чч^
284
ного ксенонового отравления при разгрузке блока, по экономическим
соображениям целесообразно набирать непосредственно к моменту
разгрузки. В этом случае динамика отравления реактора при участии
блока в регулировании недельных графиков нагрузки в энергосистеме
а)
ст.РР
8
0
-8
~16
1,00
0>75
0}50
0,26
АРХе
Р
/7/77
г\
~~12
V
\><
Сб
\\//
г/
1
Вс Он
-—--«—-
Вт
Ср
3 'CjCym
Рис.7.7. Переходные процессы нестационарного ксенонового отравления при участии
энергоблока РБМК-1000 в регулировании недельного {а) и суточного (б) графи-
ков электрических нагрузок
Сплошные линии - разгрузка блока на 5 0% номинальной мощности, штриховые -
на 25%; ст. РР — стержни ручного регулирования
(рис. 7.7, а) не будет препятствовать необходимым плановым перегруз-
кам топлива, так как около пяти суток в неделю реактор работает
в установившемся режиме.
На рис. 7.7, б представлены результаты расчетов динамики отрав-
ления реактора РБМК-1000 при участии блока в суточном регулировании
энергосистемы. Предполагалось, что блок ежесуточно разгружается
на 25% номинальной мощности с 22 ч со скоростью 1,5%РНом в минуту
285
с последующим набором мощности к утреннему максимуму нагрузки
(8 ч утра следующего дня). Из рис. 7.7, б следует, что по ксеноновым
процессам реактор все время работает в неустановившемся режиме.
Максимальное изменение реактивности за счет отравления реактора
составляет в первом цикле примерно 8 стержней РР, а в последующих —
6,5 стержней PP. Нестационарный режим реактора затрудняет плановую
перегрузку топлива. Без решения этой проблемы, так же как
и проблемы обеспечения надежности твэлов, трудно рассчитывать на
участие энергоблоков этого класса в суточном регулировании энерго-
систем.
7.3. Режимы работы энергоблоков
при их участии в регулировании частоты
и противоаварийном управлении энергосистемами
При нормальных режимах работы энергосистем колебания частоты
в них обычно не превышают 0,02—0,05 Гц (см., например, рис. 1.9).
Соответствующие им колебания частоты вращения ротора турбины
воспринимаются регулятором скорости, приводящим в движение ее
регулирующие клапаны. Отклонения мощности турбин, участвующих
в первичном регулировании таких колебаний частоты, не превышают
2,5—3% номинальной мощности. Соответствующие этому колебания
параметров пара по проточной части турбины, происходящие
к тому же с достаточно большими частотами, не вносят сколько-нибудь
серьезных изменений в ее температурное поле. Перемещения регу-
лирующих клапанов турбины, в свою очередь, вызывают колебания
давления и температуры свежего пара. Однако амплитуды этих коле-
баний, отнесенные к номинальным значениям параметров, будут меньше,
чем амплитуды соответствующих колебаний мощности. Из-за тепло-
обмена пара с металлом паропроводов амплитуды колебаний давления
будут убывать по мере удаления от регулирующих клапанов турбины.
В наибольшей мере убывает высокочастотная составляющая этих коле-
баний. Низкочастотная составляющая колебаний давления восприни-
мается первичным измерительным преобразователем регулятора давле-
ния свежего пара (см. рис. 7.1, а).
Системы регулирования энергоблоков ВВЭР в нормальных режимах
реализуют способ первичного управления турбиной. Регулятор давления
свежего пара при этом воздействует на стержни СУЗ реактора. Однако
из-за малости амплитуд этих воздействий возмущения, обусловленные
колебаниями давления (особенно в тех случаях, когда первичный изме-
рительный преобразователь давления установлен в достаточном удалении
от регулирующих клапанов турбины), не оказывают серьезного влияния
на режим работы реактора.
В системах регулирования энергоблоков РБМК, реализующих
286
способ первичного управления реактором, давление свежего пара под-
держивается регулирующими клапанами турбины, на которые воздей-
ствует регулятор давления. Этим воздействием стабилизируется низко-
частотная составляющая колебаний давления. Высокочастотная же
составляющая затухает на протяжении тракта, связывающего турбину
с ЯППУ. Вследствие этого участие блока в первичном регулировании
частоты не возмущает сколько-нибудь серьезно режим работы и этого
класса реакторов.
Участие энергоблоков АЭС в противоаварийном управлении энерго-
системами уменьшает опасность развала энергосистемы и тем самым
повышает надежность функционирования самой станции. Как показано
в § 1.4, главный способ участия агрегатов АЭС в противоаварийном
управлении энергосистемами — экстренная разгрузка турбин, как сту-
пенчатая, так и импульсная с полным или частичным восстановлением
мощности. Там же изложены требования к энергоблокам АЭС, опре-
деляемые необходимостью их участия в противоаварийном управлении
энергосистемами.
Требования к системам регулирования турбин и энергоблоков
в целом при ступенчатой разгрузке и возникающие при этом переходные
режимы принципиально не отличаются от требований и режимов при
полных сбросах нагрузки. Выполнение этих требований входит в число
основных гарантий, выдаваемых турбинными заводами и обеспечи-
вающих безопасность самой турбины.
Импульсную разгрузку производят вводом в систему регулирова-
ния турбины через быстродействующий вход управляющего импульса
интенсивностью С (рис. 7.8), действующего в течение времени Тн и сни-
маемого затем скачкообразно или по экспоненциальному закону. На
рис. 7.8 приведены полученные на математических моделях импульсные
характеристики тихоходных турбин мощностью 500 и 1000 МВт, соответ-
ствующие одной и той же интенсивности управляющего импульса и раз-
личной длительности его Тн. При выполнении расчетов [21] варьиро-
валось время полного закрытия регулирующих клапанов турбины
главным сервомотором Т'$. Время сервомотора при его движении в сто-
рону открытия клапанов принималось равным 7^' = 1 с. Для сравнения
на рис, 7.8, б приведена импульсная характеристика турбины сверхкри-
тических параметров пара К-500-240. Кривая 4 на рис. 7.8, а соответ-
ствует требуемой нормативами импульсной характеристике (см. § 1.4).
Как следует из приведенных результатов, по запаздыванию начала сни-
жения мощности, глубине и скорости разгрузки влажнопаровые турбины
АЭС уступают турбинам перегретого пара. Причина этого — в интен-
сивном испарении влаги, пленка которой покрывает все поверхности
корпуса, обойм и диафрагм, патрубков отборов и других элементов
При быстром снижении давления после закрытия регулирующих кла-
панов. Уменьшение времени главного сервомотора T's в сторону закры-
287
тия клапанов несколько улучшает эффективность импульсной раз-
грузки, но в реально достижимых пределах от 0,3 до 0,2 с (рис. 7.8, б)
это улучшение незначительно. Поэтому трудно рассчитывать на ради-
кальное улучшение импульсных характеристик влажнопаровых турбин.
Вместе с тем, учитывая большую инерцию роторов влажнопаровых
турбин по сравнению с инерцией агрегатов ТЭС, можно полагать, что
эффективность импульсной разгрузки турбоагрегатов АЭС будет доста-
точной для сохранения динамической устойчивости во многих аварийных
ситуациях в энергосистемах [21].
а)
б)
-0,2
-0,4-
-0,6
-0,&
АР
i,
W
г
U*
-"J
у
У
f
t
о
-0,2
-0,4
-0,6
АР
\б
[\
\в
7\\
ZkJ
i
1
«о
t
0 0,6 1,6 с
Рис.7.8. Импульсные характеристики влажнопаровых турбин: а - К-500-60/1500;
б- К-1000-60/1500
1 ~ Ти = 0,3 с; T's = 0,3 с; Ц' = 1 с; 2 - Т„ = 0,4 с; £' = 0,3 с; 7у = i C; S - Ти =
- 0,4 с; 2J' = о с; T's' = 1 с; 4 —требуемая нормативная характеристика; 5 - Ти =
= 0,4 с; Ts = о,3 с; T's' = 1 с; 6 - Ги = 0,4 с; £' = 0,2 с; Ц' = 1 с; 7 - характерис-
тика турбины К-500-240
Быстрое закрытие регулирующих клапанов турбины приводит
к повышению давления пара перед турбиной. В энергоблоках с реак-
торами ВВЭР практически исключено влияние этого фактора на реактор
посредством температурного эффекта реактивности, поскольку столь
кратковременный сигнал надежно отфильтровывается из-за большой
инерции парогенераторов. Однако это повышение давления, восприни-
маемое регулятором давления, вызывает кратковременное движение
стержней СУЗ, приводя к кратковременному, обычно небольшому сни-
жению мощности реактора. По времени этот процесс происходит уже
после того, как турбина вернется к исходному режиму. В энергоблоках
РБМК, имеющих одноконтурную тепловую схему, происходящее при
импульсной разгрузке повышение давления распространяется и на
технологические каналы, вследствие чего его влияние на нейтронно-
физические процессы в активной зоне сильнее, чем у реакторов ВВЭР.
288
Ослабить это неблагоприятное влияние можно, открывая одновременно
с закрытием регулирующих клапанов турбины паросбросные устройства
с тем, чтобы поддерживать неизменным суммарный расход пара, выхо-
дящего из ЯППУ.
В тех случаях, когда требуется импульсная разгрузка турбины
не с возвращением к исходной мощности, а с последующим ее огра-
ничением, импульсная разгрузка сопровождается переходом реактора
к пониженной мощности. Вопрос о допустимости этого определяется
многими факторами, в частности наличием оперативного запаса реактив-
ности для преодоления ксенонового отравления. В заключительной
части рабочей кампании реакторов ВВЭР такие разгрузки нежелательны.
В зависимости от аварийной ситуации могут потребоваться различ-
ные глубина и скорость снижения мощности агрегатов. Привлечение
большего числа энергоблоков к противоаварийному управлению позво-
ляет уменьшить долю изменения мощности каждого агрегата и тем
облегчить условия его работы при том же конечном результате.
Экспериментальными исследованиями ряда организаций, проведен-
ными на большом числе турбин тепловых электростанций К-300-240
производства ПОТ ЛМЗ и ПО AT XT3 [21], установлено, что при одина-
ковых управляющих воздействиях различные турбоагрегаты одной
и той же марки, установленные на одной и той же элек-
тростанции, имеют неодинаковые импульсные характеристики.
Выявлено различие примерно на 50 % по глубине сни-
жения мощности, до 30% по ее скорости, на 70% по степени закрытия
регулирующих клапанов ЦВД и 30% — клапанов ЦСД. Обнаруженный
разброс можно объяснить неодинаковыми для различных турбин одного
и того же типа характеристиками элементов систем регулирования
и регулирующих клапанов, различным запаздыванием в гидравлических
линиях к сервомоторам регулирующих клапанов, а также влиянием
системы регенерации. Скорость закрытия обратных клапанов, уста-
новленных на линиях регенеративных отборов пара с целью предотвра-
щения обратного потока рабочего тела из подогревателей в проточ-
ную часть турбины при полных сбросах нагрузки, соизмерима со ско-
ростью импульсной разгрузки турбины. Из-за различия характеристик
обратных клапанов они могут в сходственные моменты времени после
подачи управляющего сигнала оказаться открытыми на одних турбинах
и закрытыми на других, что предопределяет разный характер изменения
мощности. Вследствие отмеченного разброса импульсные характерис-
тики одних турбин могут быть достаточно близкими к требуемым,
а других турбин той же марки — не соответствовать предъявляемым
требованиям. Регулярным повторением испытаний установлено, что
в межремонтный период с течением времени импульсные характе-
ристики практически не меняются, но могут существенно изменяться
после капитального ремонта.
10 В. А. Иванов
289
По импульсным характеристикам турбин АЭС до настоящего вре-
мени нет достаточно полноценных экспериментальных статистических
материалов, но можно ожидать, что разброс характеристик будет не
меньшим, чем у агрегатов ТЭС Это определяется хотя бы тем
обстоятельством, что сильно влияющие на динамические характеристики
турбин толщины пленок влаги, покрывающей стенки корпуса,
диафрагм, патрубков отборов, направляющие лопатки и другие эле-
менты проточной части, могут существенно различаться в зависимости
от режима работы, формы и шероховатости поверхности, скорости
парового потока и других факторов. Для безусловного выполнения
предъявляемых требований необходима работа турбинных заводов
и наладчиков систем регулирования, направленная на уменьшение раз-
броса импульсных характеристик. Однако достижение их полной иден-
тичности представляется затруднительным, в частности, из-за трудно
устранимого разброса расходных характеристик регулирующих кла-
панов и динамических характеристик обратных клапанов регенератив-
ных отборов, а также наличия воздуха в рабочей жидкости систем регу-
лирования. Поэтому представляется целесообразной подача к системам
регулирования различных турбин неодинаковых управляющих сигналов,
интенсивность С и длительность Ти которых выбиралась бы с учетом
фактических характеристик конкретной турбины.
Одно из основных условий, определяющих устойчивость работы
АЭС при изменениях нагрузки, — сохранение баланса мощностей реак-
тора и турбин. Даже при самых сильных возмущениях, вплоть до отклю-
чения генератора от сети при номинальной нагрузке, должны быть обес-
печены дальнейшая работа турбин с нагрузкой, покрывающей собствен-
ные нужды АЭС, и приведение мощности реактора в соответствие с но-
вой мощностью турбин. При участии блока в противоаварийном управ-
лении энергосистемой чрезвычайно важно не допустить таких откло-
нений технологических параметров, при которых срабатывает быстро-
действующая аварийная защита реактора и он переводится в подкрити-
ческое состояние, так как обратный вывод реактора в критическое
состояние после срабатывания аварийной защиты является сложным,
ядерно-опасным режимом, требующим определенных затрат времени.
Потери же времени в аварийных ситуациях, снижая маневренность
АЭС, могут способствовать развитию системных аварий.
ММйШ
■■■ннншикшшммшаннишшн
Глава восьмая
АВАРИЙНЫЕ РЕЖИМЫ ЭНЕРГОБЛОКОВ АЭС
8.1. Причины возникновения аварийных режимов
Аварийные ситуации и аварийные режимы. Любой аварийный режим
начинается с нарушения условий нормальной эксплуатации, приводящего
к выходу важнейших технологических параметров энергоблока за до-
пустимые пределы. Как правило, эти нарушения проявляются внезапно,
хотя причины их могут накапливаться в течение длительного времени.
Причины возникновения аварийных ситуаций многообразны. Так, нор-
мальный режим эксплуатации может быть нарушен вследствие механи-
ческого повреждения того или иного элемента энергоблока (например,
разрывов циркуляционных трубопроводов ЯППУ, главных паропрово-
дов, подводящих пар от ЯППУ к турбине и др.), обусловленного измене-
нием механических свойств металла в процессе эксплуатации, развитием
имеющихся в металле скрытых дефектов, повышением давления рабо-
чей среды выше допустимого значения и др.; внезапного отключения
или выхода из строя того или иного агрегата (например, останова части
ГЦН из-за потери питания и пр.); неправильных коммутационных
переключений в электрической схеме питания собственных нужд и т. п.
Значительная часть нарушений нормальной эксплуатации обусловлена
неправильными действиями эксплуатационного персонала. Нормальная
эксплуатация может быть нарушена при работе блока в стационарном
режиме, но чаще такие нарушения возникают в переходных режимах.
Различают аварийные ситуации и аварийные режимы. Само по себе
нарушение нормального режима эксплуатации чаще всего создает ава-
рийную ситуацию, т. е. потенциальную опасность возникнове-
ния и развития аварии. Если в аварийной ситуации не принимать никаких
мер для восстановления нормального режима или если принятые меры
окажутся недостаточными, она перерастает в аварийный режим,
при котором блок не может продолжать работу в требуемом режиме
и развитие которого создает угрозу разрушения оборудования и нару-
шения безопасности АЭС, в наиболее тяжелых случаях с радиоактивным
выбросом за пределы станции. Так, например, отключение масляного
насоса, обеспечивающего подачу масла для смазки и регулирования
питательных насосов и их приводов, создает аварийную ситуацию, свя-
занную с опасностью выхода из строя питательных насосов и нарушения
вследствие этого отвода теплоты от ЯППУ. Быстрым включением ре-
зервного масляного насоса (если он предусмотрен в схеме энергоблока)
можно ликвидировать возникшую аварийную ситуацию, не допустив
ее перерастания в аварийный режим, и сохранить нормальный режим
эксплуатации без каких-либо ограничений. Попутно заметим, что при-
291
веденный пример выдвигает вполне закономерный вопрос о целесооб-
разности разделения систем маслоснабжения приводных турбин пита-
тельных насосов и главной турбины. Даже в тех случаях, когда нару-
шение нормального режима эксплуатации сразу создает аварийный
режим (например, при внезапном разрыве циркуляционного трубо-
провода, обеспечивающего подачу теплоносителя в реактор), как пра-
вило, возникновению аварийного режима предшествовала более или
менее длительная работа в невыявленной аварийной ситуации, когда
в металле накапливались и развивались внутренние дефекты. Осна-
щение оборудования средствами технической диагностики и прогно-
зирования состояния оборудования своевременно выявило бы аварий-
ную ситуацию с тем, чтобы могли быть приняты меры для ее устра-
нения.
Из этих примеров следует, что во многих случаях возможность
предотвращения перерастания возникшей аварийной ситуации в аварий-
ный режим решается на стадии проектирования АЭС и ее оборудования.
Поэтому в процессе проектирования должны быть тщательно проана-
лизированы последствия тех или иных нарушений эксплуатационных
режимов, которые могут встретиться на пр?ктике, возможные сценарии
развития аварий и предусмотрены соответствующие системы для обеспе-
чения безопасности оборудования и станции в целом при любом харак-
тере развития аварийных режимов. К числу проектных относятся
аварии, возможность которых, характер развития и последствия анали-
зируются на стадии проектирования АЭС, и в проекте предусмотрены
средства предотвращения опасного развития таких аварий. При сраба-
тывании этих средств возможная аварийная ситуация ни при одной из
проектных аварий не должна приводить к расплавлению активной зоны.
В противоположность этому запроектными называются аварии,
возможность возникновения которых не учитывалась при проекти-
ровании АЭС (главным образом из-за того, что причины их считались
крайне маловероятными) и для предотвращения опасного развития
которых не предусмотрено соответствующих средств безопасности.
Задача конструкторов и проектировщиков — обеспечить высокую
надежность оборудования, оснастить энергоблок всеми необходимыми
системами и средствами обеспечения безопасности, а задача эксплуата-
ционного персонала — поддерживать эти системы и средства в любой
момент времени в работоспособном состоянии, эффективно исполь-
зовать их в необходимых случаях, обеспечивать высокий уровень экс-
плуатации оборудования, строго соблюдать предписанный регламент
эксплуатации. Важную роль в обеспечении безаварийной эксплуатации
АЭС играет высокое качество изготовления всего оборудования, его
монтажа и ремонтов.
Нарушения условий эксплуатации разделяют [54] по частоте их
повторений (вероятности возникновения) на вероятные (с частотой
повторения от 1 до 1/40 в год на 1 реактор), редкие (от 1/40 до Ю-4)
292
и маловероятные (от Ю-4 до 10" нарушений на 1 реактор в год).
Малая вероятность последнего класса аварий вовсе не означает их малой
значимости. Важную роль играют последствия аварии (степень ее тя-
жести). Классификация аварий и инцидентов на АЭС по степени их
тяжести определяется международной шкалой (см. рис. В.1). К числу
тяжелых относятся аварии с расплавлением активной зоны. Совре-
менные требования к суммарной вероятности тяжелых аварий формули-
руются следующим образом: суммарная вероятность аварий с разру-
шением активной зоны при радиоактивном выбросе, не превышающем
допустимого уровня (локализация радиоактивных продуктов), повеем
последовательностям событий не должна превышать 10 ~5 событий
на 1 реактор в год; недопустимый выброс радиоактивных продуктов
должен быть исключен при всех исходных событиях и путях развития
аварий, суммарная вероятность которых превосходит Ю-7 на 1 реактор
в год.
Характерные причины аварийных ситуаций. Хотя истоки (перво-
причины) аварий могут лежать в недостатках конструкции, просчетах
проектирования, изготовления и монтажа, непосредственными причи-
нами аварийных ситуаций являются технический отказ оборудования
или ошибки эксплуатационного персонала. В ядерной энергетике (как
и в других отраслях техники, связанных с повышенной опасностью, —
авиацией, химической промышленностью и др.) из-за ошибок персонала
происходит до 60—80% тяжелых аварий [51].
Наиболее серьезные аварийные ситуации, при которых возникает
опасность расплавления активной зоны, связаны с высвобождением
реактивности и обусловленной этим угрозой разгона реактора, а также
нарушением отвода теплоты от твэлов из-за потерь теплоносителя вслед-
ствие разгерметизации циркуляционного контура или из-за нарушения
работы тепломеханического оборудования. В табл. 8.1 приведен в ка-
честве примера перечень некоторых типичных аварийных ситуаций
для энергоблоков с реакторами типа ВВЭР и причин, их вызывающих.
Аналогичный вид имеют такие же перечни для энергоблоков с другими
типами реакторов. Безусловно, в числе возможных причин аварий
на АЭС (исходных событий) должны учитываться также внешние фак-
торы, например сейсмические воздействия, пожары на АЭС и пр.
На практике нередки аварийные ситуации с одновременным наложе-
нием нескольких причин (отказов), что несомненно увеличивает тяжесть
аварии. В отличие от простых аварий, вызванных одной причи-
ной, аварии этой группы, обусловленные одновременным наложением
нескольких независимых причин, называют сложными. Для много-
агрегатных объектов эксплуатации, к которым относятся ядерные
энергоблоки, характерны каскадные аварии, при которых
аварийный режим, возникший в каком-либо одном элементе, благодаря
взаимному влиянию рабочих процессов в различных элементах блока
нарушает нормальный режим соседнего элемента, создавая в нем аварий-
293
Таблица 8.1
Типовые аварийные ситуации реакторов ВВЭР
Наименование аварийной ситуации
Причины возникновения
Аварии с изменением реактивности
Непреднамеренное извлечение груп-
пы стержней СУЗ из активной зоны
при различных состояниях реактора
(пуск, работа на мощности)
Выброс регулирующей сборки
Падение регулирующей сборки
Уменьшение концентрации борной
кислоты в теплоносителе
Подпитка первого контура "холод-
ной" водой
Ввод неработающей петли первого
контура с нарушением регламента
(заброс "холодной" воды)
Падение перегружаемой ТВС в реак-
торе
Ошибочное извлечение сборки СУЗ
при перегрузке
Увеличение теплоотвода от реактора
Ошибки оператора; самопроизвольный
подъем стержней СУЗ из-за отказов в аппара-
туре
Разрыв чехла привода СУЗ
Обрыв цепи питания привода; обрыв штока,
соединяющего регулирующую сборку с при-
водом, или самопроизвольное расцепление
Отказы в системе борного регулирования;
ошибки персонала
Ошибки персонала; срабатывание САОЗ
Ошибки персонала
Отказ узла сцепления
Ошибка персонала; отказ в системе управ-
ления
Разрыв паропровода; понижение темпера-
туры питательной воды из-за отказов в си-
стеме регенерации; увеличение расхода пита-
тельной воды; ложное срабатывание паро-
сбросного устройства или предохранитель-
ного клапана на парогенераторе
Аварии с потерей теплоносителя в первом контуре (нарушение герметичности
первого контура)
Разгерметизация трубопроводов
первого контура (различной степени)
Межконтурная разгерметизация
парогенератора
Разрыв привода чехла СУЗ
Непреднамеренное открытие предо-
хранительного клапана
Старение материала трубопровода; дефект
изготовления; термомеханические цикличес-
кие нагрузки
Старение материала; дефекты изготовления;
термомеханические циклические нагрузки;
ослабление затяжки соединительных болтов
Старение-материала; дефекты изготовления;
термомеханические циклические нагрузки
Ложное срабатывание управляющей систе-
мы; ошибки персонала; затопление или
запаривание помещений системы электро-
снабжения
294
Продолжение табл. 8.1
Аварии с нарушением теплоотвода от реактора или активной зоны
Обесточивание системы собственных
нужд АЭС
Потеря электрической нагрузки
Прекращение подачи питательной
воды
Уменьшение расхода пара
Уменьшение расхода теплоносителя
первого контура
Ухудшение теплоотвода от ТВС
Отказы в системе электроснабжения соб-
ственных нужд; ошибки персонала: пожар
в помещениях системы электроснабже-
ния
Повреждение линий электропередачи; отказы
в системе электропитания; отказы турбо-
генераторов или вспомогательных систем;
ошибочные действия персонала
Выход из строя конденсатных или питатель-
ных насосов; непреднамеренное закрытие
арматуры; ошибочные действия персонала;
разрыв трубопровода питательной воды;
отказы вспомогательных систем
Отключение турбины (закрытие стопорного
клапана); ошибочное закрытие главных
паровых задвижек; исчезновение вакуума
в конденсаторе
Обесточивание одного или нескольких ГЦН:
заклинивание одного ГШ1; непреднамерен-
ное закрытие главной запорной задвижки
Уменьшение проходного сечения ТВС из-за
распухания оболочек твэлов, попадания
в ТВС примесей, содержащихся в тепло-
носителе, или посторонних предметов
ную ситуацию. В свою очередь нарушение нормального режима второго
элемента провоцирует аварийный режим в следующем, усугубляя сло-
жившуюся ситуацию. Так шаг за шагом аварийный режим охватывает
весь блок. Самые тяжелые последствия при этом чаще всего бывают
совсем не в том элементе, где возникло первоначальное нарушение
(исходное событие). Самые тяжелые аварии в большинстве случаев
относятся к разряду каскадных. Вследствие этого в практике экс-
плуатации нельзя недооценивать ни одного из элементов блока, считая
его второстепенным, в каждый момент времени следует внимательно,
с чувством высокой ответственности относиться к самым, казалось бы,
незначительным отклонениям от нормального режима эксплуатации,
оперативно реагируя на них и устраняя причины.
В процессе проектирования АЭС разрабатывают меры защиты реак-
торов при возникновении максимальной проектной ава-
рии. Такой аварией считают мгновенный разрыв основного трубо-
провода, по которому теплоноситель, охлаждающий активную зону,
подается в реактор, причем происходит беспрепятственное двухсто-
295
роннее истечение теплоносителя, а реактор работает с номинальной мощ-
ностью и даже с некоторым ее превышением за счет допусков системы
контроля и управления [7]. Для реакторов БН дополнительно в ка-
честве максимальной проектной рассматривается еще одна авария —
с аварийным сужением или полным перекрытием проходного сечения
в отдельной ТВС за счет распухания оболочек твэлов, оседания при-
месей из теплоносителя или попадания посторонних предметов, при-
водящим к уменьшению расхода теплоносителя этой ТВС и к повреж-
дению, разрушению или плавлению твэлов в этой ТВС с распростра-
нением повреждений на один ряд соседних ТВС [54]. При проектных
авариях, включая максимальную, не должно происходить разгермети-
зации твэлов и тем более плавления топлива, не должно возникать
изменений в активной зоне, которые препятствовали бы ее послеаварий-
ной разборке. Это достигается действием аварийной защиты и специаль-
ных систем обеспечения безопасности реактора. В практике эксплуата-
ции энергоблоков АЭС нельзя исключить определенной вероятности
гипотетических (маловероятных) аварий с одновременным наложением
нескольких отказов. В числе таких, хотя и маловероятных, аварий
нельзя полностью исключить возможность наложения, например, нару-
шения теплоотвода от активной зоны и несрабатывания автоматической
защиты. Последствия таких гипотетических аварий могут в самых
неблагоприятных случаях быть очень тяжелыми. Поэтому на стадии
проектирования АЭС надо стремиться выявить их и предусмотреть
в проекте необходимые мероприятия, тем самым переведя гипотети-
ческую аварию в разряд проектных.
Культура безопасности. В это понятие вкладывают смысл высокого
профессионализма и чувства ответственности конструкторов, проекти-
ровщиков, изготовителей, монтажников оборудования, наладчиков
всех систем, эксплуатационного и ремонтного персонала в обеспечении
безусловного приоритета безопасности при принятии решений на всех
стадиях проектирования, строительства станции и ее эксплуатации.
В основе реализации культуры безопасности лежит глубокое понимание
всеми этими специалистами рабочих процессов, протекающих в каждом
элементе энергоблока (особенно в реакторной установке) как при
нормальной эксплуатации, так и при авариях, с учетом взаимосвязи
и взаимного влияния этих процессов. Важную роль играет прогнози-
рование возможных последствий каждого принятого решения, проигры-
вание — мысленное или на математических моделях с помощью ЭВМ —
на стадии принятия решений как типовых, так и самых маловероятных
ситуаций, которые могут встретиться на практике. Все специалисты,
участвующие в создании и эксплуатации АЭС, должны четко понимать,
что безопасность как самой АЭС, так и населения определяется всей
цепочкой практических действий, начиная от проектов станции и обору-
дования для нее и кончая эксплуатацией и ремонтом. На всех стадиях
этого коллективного процесса должны быть исключены самоуспокоен-
296
ность, небрежность, пренебрежение мелочами, невнимание к опыту,
поскольку все это может иметь тяжелые последствия.
Особая ответственность в обеспечении безопасности ложится на
эксплуатационный персонал, во-первых, потому, что реальные аварии
происходят не в конструкторских бюро или в проектных организациях,
а на электростанциях, а во-вторых, потому, что развитие аварийной
ситуации порой оставляет персоналу чрезвычайно малое время на поиск
и принятие единственно верного решения и его реализацию. От опера-
тивного персонала АЭС требуется высокая дисциплинированность в точ-
ном соблюдении технологического регламента и эксплуатационных
инструкций, основанная на понимании возможных негативных последст-
вий отступлений от этих документов, большая внимательность, способ-
ность быстро и глубоко анализировать эксплуатационную ситуацию.
Важно осознать, что длительная нормальная работа оборудования без
всяких отступлений от нормальных значений технологических пара-
метров вовсе не является гарантией того, что в следующую минуту
не возникнет аварийная ситуация. При возникновении же таковой не
должно быть растерянности, требуются быстрота реакции, хладнокровие,
четкие, продуманные действия. Усугубить возникшую аварийную ситуа-
цию может как принятие неправильных решений, так и уклонение от
принятия решений вообще. Основные этапы действий оператора при
возникновении нештатной ситуации - отбор и анализ информации о ра-
боте оборудования, распознавание ситуации, прогноз ее развития и оцен-
ка возможных последствий, поиск возможных вариантов действий
для выхода из возникшей аварийной ситуации, принятие решения
и действия по его реализации. На все эти этапы отводятся считанные
секунды, к тому же в условиях быстро меняющихся значений техноло-
гических параметров. Для облегчения этой работы необходима органи-
зация информационного обеспечения оператора, которая в значительной
мере взяла бы на себя анализ информации, оказывала бы ему помощь
в распознавании ситуаций и прогнозировании возможных последствий
как самопроизвольного развития ситуации, так и тех или иных дей-
ствий оператора.
8.2. Аварийные защиты и системы обеспечения безопасности
Системы аварийной защиты. В целях обеспечения безопасности при
отклонениях тех или иных технологических параметров за допустимые
пределы энергоблоки имеют быстродействующие системы аварийной
защиты (A3), которые в зависимости от тяжести возникшей ситуации
либо снижают мощность энергоблока до уровня, обеспечивающего безо-
пасность его дальнейшей работы, либо экстренно останавливают его.
Системы аварийной защиты полностью независимы от штатных систем
297
автоматического регулирования, поддерживающих работу блоков
в нормальных режимах. Среди комплекса систем аварийной защиты
элементов энергоблока, безусловно, особое положение занимает система
аварийной зашиты реактора. Воздействуя на реактивность, она обеспе-
чивает экстренную разгрузку реактора, а в наиболее серьезных слу-
чаях (при неуправляемом росте мощности, генерируемой в активной
зоне, снижении интенсивности теплоотвода от нее и других опасных
Рис.8.1. Принципиальная схема аварийной защиты реактора ВВЭР
1 - реактор; 2 - активная зона; 3 - поглощающий стержень аварийной защиты;
4 - электромагнитный привод; 5 - управляющее реле электромагнитного при-
вода; 6 - ГЦН; 7 — клапан аварийного ввода борной кислоты; 8 — аварийный
иодпиточный насос; 9 — бак борной кислоты; A3 — ввод сигнала аварийной
защиты
нарушениях условий эксплуатации) — гашение цепной реакции и под-
держание остановленного реактора в подкритическом состоянии с уче-
том высвобождения реактивности при его расхолаживании и разотрав-
лении. Обычно предусматриваются две независимые системы воздей-
ствия на реактивность (желательно, основанные на различных принци-
пах) , причем любая из них, независимо от другой, обеспечивает выпол-
нение предъявляемых требований. Так, в реакторах ВВЭР применяются
независимые электромеханическая система A3 (аналогичные системы
используются и в других типах реакторов) и система аварийного ввода
борной кислоты (рис. 8.1). Сигнал аварийной защиты A3 воздействием
на реле 5 обесточивает электромагнитный привод 4 стержней-погло-
тителей аварийной защиты J?, и они под собственным весом падают
в активную зону, заглушая цепную реакцию. По сигналу A3 откры-
298
вается также клапан 7 аварийного впрыска борной кислоты, и под
действием насоса 8 или газа, находящегося под высоким давлением,
концентрированный раствор борной кислоты из бака 9 вводится
в линию первого контура, подающую теплоноситель в активную зону.
Для достижения полной независимости двух систем аварийной защиты
сигналы A3, воздействующие на электромеханическую систему и си-
стему подачи борной кислоты, формируются независимо друг от друга
на разной элементной базе. Для предупреждения ложных срабатываний
аварийной защиты сигналы A3 формируются обычно по принципу "два
из трех".
Аварийные защиты реакторов ВВЭР. В зависимости от характера
отклонений от нормального режима эксплуатации предусматриваются
разные ступени A3, с разной эффективностью воздействующие на стерж-
ни-поглотители СУЗ. Реакторы ВВЭР имеют четыре ступени аварийной
защиты (табл. 8.2), причем самую высокую эффективность обеспечивает
аварийная защита первой ступени (АЗ-1). Быстрый останов реактора
по сигналу АЗ-1 производится также при наличии одного из нескольких
сигналов, которые сами по себе не являются признаками какой-либо
аварии, но могут сами создать аварийную ситуацию (например, земле-
трясение вблизи АЭС силой 5—7 баллов) или усугубить аварию, если она
возникнет по иным причинам (например, потеря электропитания систем
СУЗ или контрольно-измерительных приборов в схемах A3). При пони-
жении уровня в компенсаторе давления включаются аварийные подпи-
точные насосы. При срабатывании АЗ-1 по любому фактору автомати-
чески запускаются дизель-генераторы и другое оборудование, обеспе-
чивающее надежное электроснабжение потребителей собственных нужд
для охлаждения активной зоны реактора и сохранения радиационной
и ядерной безопасности АЭС
Все A3 реактора можно условно разделить на две группы: с нор-
мальной скоростью перемещения органов СУЗ (АЗ-3 и АЗ-4) и с макси-
мальной скоростью их перемещения (АЗ-1 и АЗ-2). В этих группах
АЗ-4 и АЗ-2 играют вспомогательную роль и являются предупредитель-
ными перед срабатыванием основной защиты этой группы (АЗ-3 или
АЗ-1). Уставки срабатывания A3 разделяются на аварийные и преду-
предительные. При достижении предупредительных значений техноло-
гических параметров производится ограничение мощности реактора
или ее медленное снижение. Для реактора ВВЭР-440 это реализуется
движением вниз регулирующей группы СУЗ с рабочей скоростью 2 см/с.
Для реактора ВВЭР-1000 по сигналу АЗ-3 на 20 см опускается регули-
рующая группа кластеров, после чего делается выдержка в 5 мин. Если
сигнал АЗ-3 сохраняется, продолжается опускание регулирующей груп-
пы кластеров в таком же режиме. После того как эта группа опустится
в крайнее нижнее положение, начинается ввод в активную зону преды-
дущей (если считать по очередности подъема) группы кластеров.
299
Если аварийные сигналы не снимаются за короткое время, то про-
исходит поочередное перерастание АЗ-4 в АЗ-3, АЗ-3 в АЗ-2 и АЗ-2
в АЗ-1. В реакторах ВВЭР-1000 в отличие от ВВЭР-440 по сигналу АЗ-2
с рабочей скоростью опускаются в активную зону с заданной после-
довательностью группы кластеров, начиная с регулирующей. В реакто-
рах же ВВЭР440 группы СУЗ движутся вниз самоходом с большой
Таблица 8.2
Ступени аварийной защиты реакторов ВВЭР
Тип
ступени
Нарушения в работе, определяющие данную
ступень аварийной зашиты
Характер воздействия
Уменьшение периода нарастания плотности ней-
тронного потока до заранее установленного ава-
рийного значения; достижение аварийного значе
ния плотности нейтронного потока в энергети-
ческом диапазоне. Возникновение малых и сред-
них течей первого контура (признак - одновре-
менное снижение уровня в компенсаторе давле-
ния на 3-4 м и давления в реакторе на 0.5 МПа),
Возникновение больших течей первого конту-
ра (признак — снижение давления в реакторе на
3,5-4 МПа и повышение давления
под защитной оболочкой на 0.01 МПа). Повыше-
ние перепада давления на реакторе до 0.4 —
0,45 МПа (защита с целью предохранения актив-
ной зоны от перегрева при разрушениях внутри-
корпусных устройств, уменьшающих расход
теплоносителя, а также предотвращения всплытия
регулирующих сборок СУЗ). Снижение мощности
трех или более ГЦНдо 50% номинальной мощ-
ности (сигнал проходит с задержкой 0,6 с). Пре-
кращение подачи питательной воды в парогенера-
торы (признак — снижение уровня в парогенера-
торах на 400-500 мм). Цель - защита активной
зоны от нарушения режима теплоотвода ко вто-
рому контуру. Разрыв главных паропроводов
(признак — падение давления в главном паровом
коллекторе со скоростью 0,02—0,1 МПа/с).
Цель — защита активной зоны от нарушения ре-
жима теплоотвода ко второму контуру. Огключе
ние всех работающих турбин данного энергоблока
стопорными клапанами. Потеря электропитания
щита СУЗ, потеря питания двух (или трех) комп-
лектов приборов A3, промежуточного реле АЗ-1.
Нажатие кнопки АЗ-1
Быстрый останов реак-
тора, осуществляемый
одновременным движе-
нием вниз (самоходом)
всех стержней СУЗ. на-
ходящихся в верхнем
или промежуточном
положениях. Время пол-
ного перемещения клас-
теров ВВЭР-1000
3-4 с
300
Продолжение табл. 8.1
АЗ-2
АЗ-3
АЗ-4
Достижение установленного аварийного значения
плотности нейтронного потока. Понижение давле-
ния в первом контуре до 11,5 МПа. Повышение
температуры в помещении обслуживания ГЦН
и главных паровых запорных задвижек первого
контура (если таковые имеются) выше 373 К,
повышение давления в боксе ГЦН — парогенера-
торы до 0,13 МПа. Потеря питания на промежу-
точном реле АЗ-2
Уменьшение периода нарастания плотности ней-
тронного потока до значения предупредительной
уставки. Достижение предупредительного значе-
ния плотности нейтронного потока. Повышение
давления в первом контуре до 14 МПа (с перехо-
дом через 20 с в АЗ-2). Повышение температуры
воды при выходе из активной зоны в двух петлях
до 583 К (с переходом через 20 с в АЗ-2). Пони-
жение уровня воды в любых двух работающих па-
рогенераторах на 200 мм от номинального значе-
ния. Превышение допустимого уровня тепловой
мощности реактора, определяемого числом рабо-
тающих ГЦН и чувствительностью регистрации
приборов по тепловой мощности. Повышение тем
пературы воды автономного контура при выходе
из подшипников ГЦН. Исчезновение напряжения
в цепях двух комплектов автоматики ГЦН. Поте-
ря питания на промежуточном реле АЗ-3 и устрой-
ствах контрольно-измерительных приборов в двух
каналах (из трех) одного (из двух) комплексов
АЗ-3
Уменьшение периода нарастания плотности ней-
тронного потока до значений предупредительной
уставки; достижение предупредительного уровня
плотности нейтронного потока. Повышение давле
ния в первом контуре До 13,5 МПа. Увеличение
температуры при выходе из трех и более петель
реактора до 578 К. Падение органов СУЗ. Потеря
питания на промежуточном реле АЗ-4
Быстрая поэтапная раз-
грузка реактора путем
последовательного вво-
да в активную зону сбо-
рок СУЗ с максималь-
ной скоростью (само-
ходом) для ВВЭР-440
и групп кластеров с ра-
бочей скоростью для
ВВЭР-1000. В случае сня-
тия аварийного сигнала
дальнейшее снижение
нейтронной мощности
прекращается
Медленная разгрузка ре-
актора последователь-
ным опусканием не-
скольких групп СУЗ с ра-
бочей скоростью. При
снятии сигнала дальней-
шее снижение мощности
реактора прекращается
Запрет на движение вверх
регулирующих органов
реактора
Примечание. Конкретные значения предупредительных и аварийных
Уставок могут несколько различаться для разных реакторов
згл
скоростью. В отличие от АЗ-1 при исчезновении сигналов АЗ-3 и АЗ-2
действие защиты на дальнейшее снижение мощности прекращается.
В аварийных переходных режимах одновременно изменяется боль-
шое число параметров рабочего процесса. Их взаимное влияние изме-
няет в ходе процесса предельные допустимые значения, по меньшей
мере, некоторых из ограничивающих параметров. Это обстоятельство
следует иметь в виду при выборе уставок срабатывания A3, учитывая
как изменение нейтронно-физических и теплофизических характеристик
активной зоны при выгорании топлива в процессе рабочей кампании,
так и динамику аварийного режима и реальные значения параметров.
Аварийные защиты реакторов РБМК. В реакторах этого типа
«табл. 8.3) предусмотрено пять основных ступеней аварийной защиты
Таблица 8. S
Ступени аварийной защиты реакторов РБМК
Тип I
ступени
Нарушения в работе, определяющие данную
ступень аварийной защиты
Характер воздействия
АЗ-1
АЗ-2
АЗ-3
А34
АЗ-5
ЛАЗ
Неисправность или останов одного ГЦН в любой
половине КМГЩ. Снижение расхода питательной
воды до 75% требуемого значения при работе на
заданной мощности
Неисправность или останов двух ГЦН из четырех
в любой из двух насосных групп
Отключение или сброс нагрузки любого из двух
турбогенераторов
Сброс нагрузки обоими турбогенераторами с со-
хранением нагрузки собственных нужд
Превышение предельной мощности в основном
диапазоне или диапазоне малой мощности. Умень
шение периода реактора до 10 с Остановка сто-
порными клапанами двух турбогенераторов. Оста
новка четырех ГЦН. Исчезновение питания соб-
ственных нужд АЭС Разрыв трубопроводов
в КМПЦ
Локальное превышение допустимого уровня энер
говыделения
Управляемое снижение
мощности до 80% номи-
нальной
Управляемое снижение
мощности до 50% номи-
нальной
Управляемое снижение
мощности до 40% номи-
нальной
Управляемое снижение
мощности до 20% номи-
нальной
Снижение мощности все-
ми стержнями АР. A3,
РР до полного заглу-
шения реактора
Блокировка Л АР по пре-
дупредительной сигнали-
зации. При аварийном
сигнале ввод двух стерж-
ней ЛАЗ в зоне, где
появился сигнал. Сни-
жение общей мощности
реактора
302
и дополнительно локальная аварийная защита (ЛАЗ). В от-
личие от ВВЭР, наибольшее воздействие осуществляет защита
АЗ-5. При ее срабатывании быстро прекращается цепная реакция
и заглушается реактор. Это достигается введением в активную зону
всех стержней A3, РРи АР. Другие ступени защиты (АЗ-1—АЗ-4) обеспе-
чивают управляемое аварийное снижение мощности до заданного уровня
с обеспечением устойчивой работы блока в послеаварийном режиме
на этом уровне. Снижение мощности производится автоматическим
регулятором в результате изменения под влиянием A3 уставки задат-
чика мощности со скоростью 4% номинальной мощности в секунду
в диапазоне мощностей от 100 до 80% и со скоростью 2% номинальной
мощности в секунду в диапазоне от 80 до 20% номинальной мощности.
С учетом уроков аварии на Чернобыльской АЭС время полного ввода
стержней при АЗ-5 уменьшено с 20 до 2,5 с.
Характерная особенность реакторов РБМК — опасность значитель-
ных перекосов нейтронного поля по объему активной зоны. Для ста-
билизации энерго распре деления по радиусу предназначена система
локального автоматического регулирования (ЛАР), для защиты от
локальных превышений энерговыделения — система локальной аварий-
ной защиты (ЛАЗ). Управление полной мощностью и подавление
наиболее быстро развивающихся деформаций полей энерговыделения
производит система ЛАР. Формирование и поддержание заданной формы
энергораспределения во всем объеме реактора производится оператором
вручную — воздействием на стержни PP. Система ЛАЗ обеспечивает
защиту реактора от недопустимого превышения мощности в каждой
из локальных областей активной зоны и защищает от повышения мощ-
ности в случае отказа ЛАР, сопровождаемого неуправляемым извле-
чением его стержня СУЗ. При появлении аварийного сигнала система
ЛАЗ вводит в соответствующую область активной зоны два стержня
ЛАЗ, снижая мощность этой области, а также воздействием на задатчик
мощности уменьшает интегральную мощность реактора.
Аварийные защиты реакторов БН. На характер развития аварийных
режимов в реакторах этого класса существенное влияние оказывают
их специфические особенности. Из-за высокого удельного энерговыде-
ления температура теплоносителя и твэлов при нарушениях цирку-
ляции натрия в реакторе или отдельных ТВС быстро нарастает. Так,
при отключении ГЦН скорость повышения температуры теплоносителя
и оболочек твэлов может достигнуть 100 К/с. При этом возникает опас-
ность кипения теплоносителя и обусловленного этим опустошения
ТВС несмотря на достаточно большой запас до температуры кипения
в нормальных режимах (не менее 300 К). Уже при номинальном режиме
реактора твэлы работают с максимальными температурами топлива,
близкими к температуре плавления. Из-за этого приходится считаться
с опасностью расплавления топлива в аварийных режимах с повышением
мощности и ухудшением теплоотвода от твэлов. Энерговыделение
303
остается значительным длительное время после останова реактора. Так,
через 1 мин после останова плотность энерговыделения достигает
25—40 МВт/м3. Остаточное тепловыделение через 1 ч после полного
заглушения реактора БН-600 составляет около 20 МВт, а через
10 ч-12 МВт [35].
В активной зоне реактора БН-600 содержится примерно 1,5 t23SU
с обогащением не менее 15% (при урановом топливе) и 1,2 т 239Ри
с обогащением не ниже 12% (при использовании его в качестве первич-
ного топлива). В нормальной эксплуатации эта масса топлива рассредо-
точена по активной зоне. В аварийных режимах, сопровождающихся
плавлением топлива, нельзя полностью исключить, что стекающее вниз
расплавленное топливо образует "вторичную" критическую массу [61].
В связи с изложенным одна из главных задач обеспечения безопасности
реакторов БН — исключение даже кратковременных перерывов в цирку-
ляции теплоносителя и иных нарушений надежного охлаждения твэлов.
Характерная для плутония малая доля запаздывающих нейтронов,
меньшее (на 3—4 порядка) среднее время жизни мгновенных нейтронов
в быстрых реакторах в сравнении с его значением для тепловых реак-
торов, положительный пустотный коэффициент реактивности, слабо
выраженные мошностной и температурный эффекты реактивности
делают наиболее опасными для этого класса реакторов аварийные
ситуации с быстрым введением реактивности. Наконец, дополнитель-
ные проблемы обеспечения безопасности АЭС с реакторами БН связаны
с высокой пожароопасностью натрия и активным взаимодействием его
с водой.
Быстродействующая аварийная защита с гашением цепной реакции
предусматривается при обесточивании установки, отключении одной
петли или снижении суммарного расхода теплоносителя в петлях
первого контура, быстром вводе положительной реактивности, повы-
шении отношения мощности реактора к расходу теплоносителя активной
зоной, отключении части циркуляционных насосов первого контура
и др. Конкретный перечень аварийных сигналов для каждой установки
выбирается, с учетом особенностей ее технологической схемы и системы
контроля, чтобы была обеспечена надежность A3 и вместе с тем сведена
к минимуму вероятность ложных срабатываний.
Системы аварийного отвода теплоты. Как и при нормальных оста-
новах реактора, в аварийных режимах необходим отвод теплоты в те-
чение длительного времени, пока мощность остаточного тепловыделения
не сравняется с мощностью рассеивания теплоты в окружающую среду.
В аварийных режимах отводить теплоту требуется порой при потере
работоспособности частью систем нормальной эксплуатации. Для отвода
теплоты в таких условиях предназначены системы аварийного расхола-
живания и аварийного охлаждения активной зоны. Первая из них должна
обеспечивать отвод теплоты при сохранении герметичности активной
304
зоны, а вторая — при авариях с разгерметизацией контура циркуляции
теплоносителя через активную зону и его потерей.
Система аварийного охлаждения активной зоны (САОЗ) предназ-
начена для предотвращения расплавления топлива при авариях с потерей
теплоносителя из-за разрыва трубопроводов, подводящих теплоноситель
к реактору, в широком диапазоне течей: от течи, компенсируемой
средствами нормальной подпитки, до течи при максимальной проектной
аварии. Чтобы обеспечить выполнение функций в широком диапазоне
аварийных течей, САОЗ состоит из нескольких подсистем (рис. 8.2):
системы пассивного впрыска с гидроаккумуляторами, системы актив-
ного впрыска с насосами высокого давления и системы активного
впрыска с насосами низкого давления.
Рис. 8-2. Принципиальная схема САОЗ
I - парогенератор; 2 - ГЦН; 3 - активная зона; 4 -- теплообменный аппарат;
5 - приямок; б - насос высокого давления; 7 - бак запаса борированной воды;
8 — насос низкого давления
Первой при больших течах вступает в работу система пассивного
впрыска, быстро заполняющая активную зону, в течение нескольких
десятков секунд от начала аварии. Раствор подается от нескольких
гидроемкостей высоким давлением азота. Это происходит при открытии
обратных клапанов, установленных на линиях, соединяющих гидроем-
кости с реактором. Клапаны открываются при падении давления в реак-
торе до значений, меньших давления азота. После опорожнения гидро-
аккумуляторов вступает в работу система активного впрыска с насо-
сами низкого и высокого давления, подающая борированную воду из
баков аварийного запаса. После исчерпания запасов воды в них органи-
зуется циркуляция по контуру: приямок — теплообменник — насос
низкого давления — реактор — прим мок, Циркуляция производится
305
до тех пор, пока не будут созданы условия для выгрузки активной зоны
и ремонтно-восстановительных работ. Система активного впрыска с на-
сосами высокого давления восполняет потери теплоносителя и обеспе-
чивает отвод теплоты от активной зоны при относительно малых течах.
Если герметичность циркуляционного контура не нарушена, реактор
после его заглушения по сигналу A3 переводится в режим расхолажи-
вания. Нормальный режим расхолаживания производится, как и при
обычных остановах, сбросом пара из ЯППУ через паросбросные уст-
ройства. При полном обесточивании станции или в других случаях, когда
нарушена циркуляция во втором контуре энергоблоков ВВЭР (напри-
мер, при разрыве главного паропровода), отвод теплоты от первого
контура производится сначала выпариванием теплоносителя второго
контура со сбросом пара в атмосферу через БРУ-А, предохранительные
клапаны парогенераторов или образовавшийся разрыв паропровода.
По мере снижения температуры и давления в первом контуре для
аварийного отвода теплоты от реактора используются теплообменники
и насосы активного впрыска низкого давления (рис. 8.2).
Решение проблемы повышения безопасности для реакторов нового
поколения. Один из серьезнейших уроков аварии на АЭС
"Три-Маил-Айленд" и Чернобыльской АЭС: необходимость исключить,
а не свести к минимуму вероятность тяжелой катастрофы. Это должно
быть реализовано самой конструкцией оборудования. К настоящему
времени в нашей стране разработано несколько проектов нового поко-
ления реакторов большой и средней мощности, в которых воплощен
коллективный опыт проектировщиков и разработчиков оборудования,
сотрудников НИИ и вузов. Общие положения концепции таких реак-
торов — повышенная степень внутренней самозащищенности, дости-
гаемая устранением положительных коэффициентов реактивности
в любых режимах работы реактора путем соответствующего форми-
рования активной зоны, возможность размещения реактора в различ-
ных районах, в том числе на площадках с максимальным расчетным
землетрясением до 8 баллов. Предел безопасности эксплуатации с точки
зрения повреждения твэлов в новых проектах значительно ужесточен:
он на порядок ниже, чем на ныне применяемых серийных реакторах.
Проектный срок службы реакторных установок расширен до 60 лет.
С целью повышения радиационной безопасности применена двойная
защитная оболочка, чем установлена пятиуровневая система барьеров
на пути выхода продуктов деления в окружающую среду.
В некоторых проектах (например, ACT) применены двухкорпусные
конструкции реакторов. При этом основной корпус реактора размещен
во втором (страховочном) корпусе аналогично схеме на рис. 6.22, что
создает еще один барьер безопасности. Интегральная компоновка с раз-
мещением всего первого контура во внутриреакторном пространстве
повышает радиационную безопасность станции при разгерметизации
первого контура. Переход к естественной циркуляции теплоносителя
306
в первом контуре повышает надежность охлаждения активной зоны,
в частности, при обесточивании станции.
В новых пректах (НП-500, ВПБЭР-600, МКЭР-800, НП-1000) суще-
ственно расширен круг так называемых проектных аварий, для которых
предусмотрены технические средства безопасности, предотвращающие
разрушение активной зоны.
В ныне действующих реакторных установках применяются актив-
ные системы аварийного охлаждения активной зоны, в которых в случае
течи из первого контура для обеспечения отвода теплоты от активной
зоны в нее подают теплоноситель с помощью специальных насосов
высокого и низкого давления, приводимых во вращение электродви-
гателями. Такие системы оказываются недостаточно надежными в слу-
чае полного обесточивания АЭС. Важнейшей особенностью новых проек-
тов реакторных установок является переход к пассивным системам
отвода теплоты, включающим в себя две ступени гидроаккумуляторов
и пароводяные воздушные теплообменники.
При возникновении аварийного режима с течью первого контура
первоначальное заполнение активной зоны производится гидроаккуму-
ляторами высокого давления. Гидроаккумуляторы низкого давления
завершают заполнение активной зоны, продолжая подпитывать корпус •
реактора в течение всего периода расхолаживания. В некоторых проек-
тах гидроаккумуляторы низкого давления затапливают реакторное
отделение до такого уровня, чтобы под водой оказался весь корпус
реактора. Отвод теплоты от активной зоны производится за счет есте-
ственной циркуляции в образовавшемся бассейне, соединенном через
место разрыва с полостью реактора. Время действия пассивной системы
охлаждения не ограничивается никакими условиями.
Реакторы нового поколения удовлетворяют самым жестким требо-
ваниям МАГАТЭ, существенно превосходя по безопасности ныне при-
меняемые реакторы, как отечественные, так и зарубежные.
Аварийная защита турбин. Турбина относится к числу наиболее
напряженных агрегатов энергоблока. Небольшая постоянная времени
разгона, не превышающая для современных мощных влажнопаровых
турбин 10—15 с (еще меньше эти значения для применяемых в атомной
энергетике турбин перегретого пара), предопределяет быстрое повы-
шение частоты вращения ротора турбогенератора при сбросах нагрузки.
Последствиями такого разгона могут оказаться поломки лопаток,
дисков и разрушение турбины. Наличие в проточной части влажнопаро-
вых турбин значительной массы влаги, сосредоточенной в основном
в пленке, покрывающей поверхности корпуса, диафрагм, патрубков
отборов и других элементов, из-за ее быстрого испарения при понижении
давления после закрытия регулирующих клапанов увеличивает заброс
частоты вращения. Неблагоприятную роль играют также большие массы
пара, находящиеся в СПП и паропроводах, связывающих его с турбиной,
а также масса воды, находящаяся в регенеративных подогревателях,
307
в первую очередь в деаэраторе, из-за опасности ее испарения и движения
из подогревателей в проточную часть турбины.
Сам по себе сброс нагрузки не является аварийной ситуацией. Си-
стема автоматического регулирования турбины быстрым прикрытием
ее регулирующих клапанов при сбросе нагрузки переводит турбину
к режиму холостого хода или поддержания собственных нужд.
Аварийные ситуации, связанные с опасностью недопустимого раз-
гона турбины, могут возникнуть в случае отказа системы регулирования
турбины. В таких ситуациях вступает в работу система защиты (автомат
безопасности), экстренно останавливающая турбину. В состав этой
системы, полностью независимой от системы регулирования, входят
стопорные клапаны ЦВД и ЦСД и регулятор безопасности, воздей-
ствующий на них через передаточный механизм. В целях уменьшения
динамического заброса частоты вращения при срабатывании автомата
безопасности вместе со стопорными закрываются и регулирующие
клапаны. Экстренная остановка турбины автоматом безопасности произ-
водится при повышении частоты вращения ее ротора на 10—12% сверх
номинального значения, а также в ряде других случаев, угрожающих
безопасности турбины: при осевом сдвиге ротора на 1—2 мм, падении
вакуума в конденсаторах на 0,02—0,03 МПа, повышении уровня в сепа-
ратосборнике и конденсатосборнике СПП, повышении уровня в ПВД,
понижении давления свежего пара (при подтверждении факта останова
реактора по сигналу A3); падении давления масла в системе автомати-
ческого регулирования и смазки, выбивания эксплуатационным персо-
налом кнопки автомата безопасности и др. Для защиты турбины от
разгона паром из регенеративных подогревателей на линиях регене-
ративных отборов установлены обратные клапаны, быстро закры-
вающиеся при понижении давления в проточной части турбины. С целью
повышения уровня надежности турбины при авариях, где существует
возможность задеваний вращающихся частей турбины о неподвижные
(например, при осевом сдвиге ротора и др.), сброс нагрузки произво-
дится со срывом вакуума в конденсаторе, что ускоряет процесс оста-
нова. При этом должно быть заблокировано открытие клапанов БРУ-К.
При закрытии стопорных клапанов турбины по причинам, не вызванным
отключением генератора, последний отключается от сети.
Технологические защиты и блокировки. В составе энергоблока
нет малозначащих элементов. Нарушение нормального режима любого
из них может, в свою очередь, нарушить режим работы других составных
частей блока. Поэтому практически все оборудование энергоблока
оснащено технологическими защитами, вступающими в действие при
недопустимых отклонениях параметров, определяющих рабочий процесс
в нем, и блокировками, предотвращающими включение или, наоборот,
отключение тех или иных агрегатов и устройств (в том числе при непра-
вильных действиях эксплуатационного персонала) в случаях, когда
это могло бы создать аварийную ситуацию или неблагоприятно отра-
зив
зиться на развитии уже идущего аварийного процесса. Важное место
при этом занимают блокировки по системе управления и защиты реак-
тора. Работающий реактор ни на какое время не должен оставаться без
управления. С этой целью с помощью блокировок при потере питания
механизмы СУЗ немедленно переключаются на резервные источники
питания, при изменении мощности реактора производится автомати-
ческая замена в СУЗ датчиков одного диапазона измерения нейтрон-
ного потока на датчики другого диапазона с одновременным запретом
даже случайного подключения датчика первого диапазона.
Большое внимание уделяется технологическим защитам и блоки-
ровкам ГЦН. Чтобы не усугубить развития аварийного режима, во всех
случаях срабатывания A3 реактора из-за нарушений теплоотвода от
ТВС вводится запрет на отключение оставшихся в работе ГЦН. Преду-
смотрены также запреты на пуск ГЦН в ситуациях, когда он может
привести к нежелательному увеличению реактивности в активной зоне
(например, при подаче этим ГЦН воды с температурой, меньшей чем
в активной зоне) или когда его пуск связан с опасностью эксплуатации
самого ГЦН (в частности, при понижении температуры или давления
масла в системе его смазки).
Практически все агрегаты и устройства, входящие в состав как
ЯППУ, так и турбоустановки, имеют технологические защиты по макси-
мальному допустимому (а в ряде случаев — и по минимальному допу-
стимому) давлению, воздействующие на предохранительные клапаны
или иные устройства, удерживающие давление в допустимых границах.
Так, например, защиту первого контура энергоблоков ВВЭР от повыше-
ния давления выполняют предохранительные клапаны компенсатора
давления, через которые часть теплоносителя отводится из первого
контура в барботер. От понижения давления первый контур защищают
электронагреватели компенсатора давления. Защиту парогенерирующих
установок от повышения давления выполняют паросбросные устройства,
а также предохранительные клапаны парогенераторов. Защиту турбины
от разгона паром из регенеративных подогревателей выполняют обрат-
ные клапаны, установленные на линиях отборов к этим подогревателям.
Обратные клапаны устанавливаются также на напорных линиях всех
параллельно включенных насосов. Их назначение - предотвратить обрат-
ный поток через неработающий или включаемый в работу насос. Здесь
приведены лишь некоторые примеры наиболее важных технологических
защит. В целом энергоблок оборудован разветвленной системой техно-
логических защит, обеспечивающих надежность каждого его элемента.
Высокая степень децентрализации технологических защит повышает
живучесть блока при самых разнообразных неполадках и аварийных
ситуациях.
309
8.3. Проектные аварии
Аварии с введением положительной реактивности
Причины аварий. В настоящем параграфе все многообразие возмож-
ных причин аварий в ядерных энергоблоках мы ограничим рассмотре-
нием некоторых характерных аварийных режимов, связанных в первую
очередь с нарушениями нормального режима активной зоны: непред-
намеренным увеличением мощности реактора и нарушениями отвода
теплоты от активной зоны. Оба типа отмеченных аварийных режимов
особенно опасны для активной зоны реактора, создавая угрозу разгер-
метизации твэлов и даже их расплавления. Эти режимы могут возникать
как непосредственно, так и в результате каскадного развития аварий,
начатых в других элементах блока.
Причиной непреднамеренного повышения мощности реактора во
всех случаях является введение положительной реактивности. Оно
может быть обусловлено органами управления реактором (извлечением
стержня или группы стержней СУЗ, понижением концентрации борной
кислоты в теплоносителе первого контура реакторов ВВЭР, например,
при утечке теплоносителя вместе с растворенной в нем борной кислотой,
подключением петли с пониженной концентрацией борной кислоты
и др.), температурным и паровым эффектами реактивности. Так, пони-
жение температуры воды в активной зоне реактора ВВЭР на 70 К высво-
бождает положительную реактивность, равную /3. Причиной этого может
стать ввод в активную зону "холодного" теплоносителя при пуске
ГЦН или подключении петли к работающему реактору. Наиболее опасны
эффекты реактивности, имеющие положительные коэффициенты (в част-
ности, паровой эффект реактивности реакторов РБМК), под влиянием
которых начавшееся повышение мощности реактора непрерывно воз-
растает из-за высвобождения все большей положительной реактивности
по мере роста объемного паросодержания. В зависимости от введенной
реактивности скорость нарастания мощности реактора может суще-
ственно различаться.
Пусковые аварии
К рассматриваемой группе аварий относятся пусковые аварии
(см. § 5.2), происходящие при неожиданном увеличении реактивности
в остановленном (или работающем в процессе выхода на МКУ) реак-
торе. Причиной этого могут быть ошибочные действия оператора, при-
ведшие к быстрому выведению одного стержня или группы стержней
СУЗ при неконтролируемом уровне мощности. При достаточно большой
введенной реактивности возникает опасность неконтролируемого раз-
гона реактора. Чтобы предупредить нарушение режима пуска, реактив-
ность предписывается вводить с заранее заданной и управляемой ско-
ростью. Принятый принцип действия органов СУЗ, согласно которому
МО
в работе находится только одна группа, исключает возможность извле-
чения других групп.
В том случае, когда пусковая авария все же возникла, реактор
должен быть немедленно остановлен аварийной защитой. Сигналами для
срабатывания A3 являются неуправляемое движение органа управления
вверх, уменьшение периода разгона реактора до 10 с, превышение на 20%
заданной мощности (на которую должен выйти реактор в итоге пуска),
значительное увеличение давления и температуры воды в реакторе.
Скорость введения отрицательной реактивности при срабатывании A3
составляет (1—2) /3 в секунду, что быстро уменьшает плотность потока
нейтронов. Однако, если по какой-либо причине реактор не будет
экстренно остановлен, авария получит дальнейшее развитие с возмож-
ным расплавлением оболочек и сердечников твэлов. Если контур,
обеспечивающий циркуляцию теплоносителя через активную зону, оста-
нется герметичным, то выброса радиоактивных продуктов деления в по-
мещение реакторной установки не произойдет.
Аварии, относящиеся к разряду пусковых, могут возникнуть на
разуплотненном реакторе в процессе перегрузки топлива и физического
пуска реактора (в частности, из-за неправильного определения крити-
ческой загрузки, следствием чего может оказаться образование локаль-
ных критических масс).
Аварии при работе реактора на мощности
Причина аварии — самопроизвольный вывод из активной зоны
стационарно работающего реактора одного или нескольких стержней
СУЗ. Переходный процесс при такой аварии аналогичен процессу при
пусковой аварии, но его последствия могут оказаться более тяжелыми,
поскольку перед аварией реактор работал при стационарной (обычно
номинальной) мощности и в его активной зоне уже накоплено большее
или меньшее количество продуктов деления.
В качестве примера на рис. 8.3 приведен аварийный переходный
процесс реактора ВВЭР. Введение большой положительной реактив-
ности приводит к быстрому нарастанию нейтронной мощности Рр реак-
тора (кривая 1). С отставанием, обусловленным тепловой инерцией
первого контура, возрастает тепловая мощность Q\ (левая ветвь
кривой 5). Когда нейтронная мощность достигнет уставки срабаты-
вания A3 (линия 3), по сигналу последней в активную зону с макси-
мальной скоростью вводятся все стержни СУЗ. При этом нейтронная
мощность быстро снижается вплоть до полного заглушения цепной
реакции (кривая б). Из-за тепловой инерции первого контура сни-
жение тепловой мощности реактора (правая ветвь кривой 5) идет зна-
чительно медленнее, чем снижение нейтронной мощности. Так, нейтрон-
ная мощность реактора ВВЭР-440 уменьшается на 50% через 2,3 с после
срабатывания АЗ-1, а тепловая мощность — лишь через 7 с [42]. Это
обстоятельство следует иметь в виду, учитывая, что самая неблаго-
311
приятная по тепловому состоянию ситуация возникает не в момент
срабатывания A3, а спустя некоторое время.
Если по какой-либо причине последует отказ системы A3, то авария
получит дальнейшее развитие. При этом произойдет разогрев топлива
Рис.8.3. Аварийный переходный режим реактора ВВЭР при введении положитель-
ной реактивности
1 - изменение нейтронной мощности Рр при неконтролируемом разгоне реактора;
2 - изменение нейтронной мощности А, при учете температурного эффекта реак-
тивности; 3 — уставка срабатывания A3; 4 — номинальный уровень мощности; 5 —
изменение тепловой мощности Qy при срабатывании A3; б — изменение нейтрон-
ной мощности /*_ при срабатывании A3
и теплоносителя. Нарастание мощности прекратится только при высво-
бождении достаточно большой отрицательной реактивности за счет
температурного и мощностного эффектов, которая скомпенсиро-
вала бы нарастающую положительную реактивность. Когда это произой-
дет, возможно снижение мощности реактора (кривая 2). Однако при
этом сохраняется опасность превышения предельного допустимого
уровня мощности, определяемого уставкой A3.
Характер переходных аварийных процессов при высвобождении
положительной реактивности за счет температурного (в реакторах
ВВЭР) или парового (в реакторах РБМК) эффектов реактивности
принципиально не отличается от характера рассмотренных процессов.
Аварии с нарушением отвода теплоты от активной зоны
Уменьшение или полное прекращение циркуляции теплоносителя
через активную зону. Причинами этого могут быть частичное или полное
отключение электропитания ЩН, уменьшение напряжения в сети элек-
тропитания, заклинивание одного или нескольких ПДН (из-за механи-
ческих повреждений, связанных с попаданием посторонних предметов
312
в проточную часть насоса, поломок рабочего колеса или уплотнитель-
ного узла), частичное или полное перекрытие каналов для прохода
теплоносителя в одной или нескольких ТВС из-за попадания посто-
ронних предметов в результате повреждения внутрикорпусных уст-
ройств реактора.
Чтобы предотвратить серьезные последствия отключения ПДН,
применяют насосы специальной конструкции, а также автоматические
регуляторы, защиты и блокировки. С целью повышения надежности
электропитания ПДН обычно разделяют на группы, каждая из которых
имеет независимое питание (см. табл. 6.2). Это уменьшает вероятность
одновременного отключения всех ГЦН, обусловленного общей причиной
(аварии по общей причине). При отключении части ПДН (рис. 8.4, а)
расход теплоносителя уменьшается не сразу, а постепенно, по мере сни-
жения частоты вращения роторов насоса в процессе их выбега при оста-
нове. Для увеличения времени выбега роторы ПДН на ряде реакторов
оснащают большими маховыми массами. Постоянная времени ПДН
реактора БН-600 равна примерно 5 с, а реактора ВВЭР-1000 достигает
10—12 с. При заклинивании ГЦН (рис. 8.4, б) останов насоса и соответ-
ствующее этому снижение подачи им теплоносителя происходят намного
быстрее. При останове одного или нескольких ГЦН подача теплоносите-
ля каждым из оставшихся в работе насосом несколько возрастает из-за
уменьшения суммарного гидравлического сопротивления сети. Однако
общий расход теплоносителя активной зоной уменьшается. В конце
выбега в петлях с остановленными ПДН направление теплоносителя
меняется на обратное.
С уменьшением расхода теплоносителя повышается его температура
Гвых *-
j при выходе из активной зоны и давление в первом контуре р\.
Если продолжить работу реактора с исходной тепловой мощностью
Ql, то из-за ухудшения отвода теплоты будет происходить повышение
температуры оболочек и топлива и возможно их расплавление. Поэтому
мощность реактора должна быть снижена. В реакторах ВВЭР это выпол-
няет система регулирования блока, по факту отключения ПДН пере-
страиваемая для реализации способа первичного управления реактором.
Регулятор ограничения мощности перемещает стержни СУЗ до тех пор,
пока тепловая мощность не снизится до нового разрешенного значения.
Это позволяет стабилизировать давление и температуру в первом кон-
туре, сохранив надежность активной зоны. Давление рц в паровом
коллекторе поддерживается регулятором давления 18 (см. рис. 7.1),
воздействующим на регулирующие клапаны турбины. При этом мощ-
ность турбины приводится в соответствие с новой мощностью реак-
тора. Если в работе остается менее трех ГЦН, мощность реактора сни-
жается до уровня остаточных тепловыделений (рис. 8.4, б).
Переходные процессы в ЯППУ с реакторами РБМК принципиально
не отличаются от рассмотренных выше. Снижение мощности реактора
при этом реализуется по сигналам A3 (см. табл. 8.3).
313
Одна из возможных причин аварий с нарушением отвода теплоты
от активной зоны — прекращение подачи питательной воды вследствие
выхода из строя конденсатно-питательной системы. Применительно
к энергоблокам ВВЭР при этом резко сокращается отвод теплоты в па-
а)
.Вых
ъ,
1 У
К
580
570
560
550
540
530
МПа
-12,9
12,8
-12,7
12,6
-12,5
12,4
-12,3
12,2
-12,1
12,0
^■11,9
S)
К
570
560
550
540
530
%
~ 100
- 80
- 60
- 40
- 20
- 0
Рп
~МПа
12,5
-12,4
12,3
-12,2
12,1
-12,0
11,9
\~11,8
"Чу
МПа
-
%6
-4,5
W
-4,3
%*
- V
8i>
%
90
~ 80
- 70
- 60
- 50
- 40
- зо
- 20
L ю
t
О 20 40 60 80 100 120 140 с
К
7--Ч
X2
л
S
—-
t
о
20 40 60 80 100 120 140 с
Рис. 8.4. Аварийный переходный режим реактора ВВЭР-440 при уменьшении рас-
хода теплоносителя: а — при обесточивании трех ГЦН из шести работающих; б —
при заклинивании одного ГЦН из трех работающих
1 — температура теплоносителя при выходе из реактора; 2 — тепловая мощность;
3 — расход теплоносителя реактором; 4 — давление в первом контуре; 5 - дав-
ление в главном паровом коллекторе
314
рогенераторах от первого контура, вследствие чего повышается темпе-
ратура и давление в нем (рис. 8.5). Для защиты первого контура от
недопустимого роста давления служит система поддержания давления
в компенсаторе давления, а при исчерпании ее возможностей — предо-
хранительные клапаны, установленные на компенсаторе давления. Глав-
—Вых
h t
К
560
545
530
О 100 200 300 400 с
Рис 8.5. Аварийный переходный режим ЯППУ энергоблока ВВЭР440 при прек-
ращении подачи питательной воды в парогенераторы
1 — уровни воды Н в парогенераторах ; 2 — давление Р| в первом контуре; 3 -
температура теплоносителя Tf*lx при выходе из реак тора
ная опасность при данной аварии связана с возможностью выкипания
теплоносителя первого контура и оголения из-за этого твэлов. При
прекращении или резком сокращении подачи питательной воды сраба-
тывает система A3 реактора. Сигналом для нее служит понижение уров-
ня воды в парогенераторах.
В реакторах РБМК с положительным паровым коэффициентом
реактивности увеличение объемного паросодержания при уменьшении
расхода теплоносителя вносит в активную зону положительную реактив-
ность, увеличивающую тепловыделение, что усугубляет исходную си-
туацию. Аналогично ситуация, начатая введением положительной реак-
тивности, приводит к увеличению парообразования в технологических
каналах, что высвобождает дополнительную реактивность, способствуя
дальнейшему росту мощности.
Аварии с потерей теплоносителя
Потеря теплоносителя происходит в результате разрывов трубо-
проводов главного циркуляционного контура или трубопроводов при-
соединенных к нему вспомогательных и аварийных систем. Повреждения
трубопроводов могут быть как малыми, так и большими, вплоть до
315
м
- 2
- 1
_ О
р1>
МПа
- 13
- 12
11
2
У
t
ffi & & А л /л ^ Ж Ж Ж. ж лГ Л8Г л i гтт'тт ~C~U~ZOi
5)
yVft4 К? Л /Rv /7N Л А Л\ А /Л ЛЬ /&. Л\ А /j\ ■ TfTT t~2U'^'J0
A
И=фф=
^ ЧхИ
Рис.8.6.Принципиальная схема развития максимальной проектной аварии: а — фаза
г — фаза долговре
1 — реактор; 2 — парогенератор; 3 — компенсатор давления; 4 — питательный на
гидроемкость системы пассивного впрыска; 9 — обратный клапан; 10 — теплообмен
316
б)
г)
разгерметизации;б — фаза байпасирования;в - фаза повторного затопления зоны;
менного охлаждения
сое; 5 - ГЦН; 6 - бак САОЗ; 7 - насос активного впрыска низкого давления; 8 -
ник; Л — приямок: А - место разрыва главного циркуляционного трубопровода
317
полного разрыва главного циркуляционного трубопровода с беспре-
пятственным истечением теплоносителя через оба его конца (позиция А
на рис. 8.6, а). В соответствии с положениями обеспечения безо-
пасности АЭС при проектировании, строительстве и эксплуатации [54]
последний случай представляет собой максимальную проектную аварию
(МПА). Принципиальная схема развития МПА применительно к реак-
тору ВВЭР на всех ее основных стадиях характеризуется рис. 8.6. Более
детальное изображение основных стадий МПА в корпусе реактора дано
на рис. 8.7. При МПА предполагается разрыв одного из главных цирку-
Рис.8.7. Принципиальная схема развития МПА в корпусе реактора: а - нормальный
рабочий режим; б — фаза разгерметизации; в - фаза повторного заполнения ниж-
ней камеры; г - фаза повторного заполнения активной зоны
1 - трубопровод САОЗ; 2 - трубопровод отвода "горячего" теплоносителя ив
реактора; 3 - верхняя камера; 4 -- опускной участок; 5 - активная зона; б -
"холодный" трубопровод главного циркуляционного контура; 7 - нижняя каме-
ра; 8 - пар; 9 — место разрыва "холодного" трубопровода; 10 - поступление
воды из САОЗ, ограничиваемое противотоком пара; 11 — разогрев твэлов; 12 - за-
полнение водой САОЗ нижней камеры; 13 - выход пара к парогенератору; 14 -
перелив; 15 - пар из парогенератора
318
ляционных трубопроводов. По остальным в корпус реактора продолжает
поступать теплоноситель, что предопределяет сложный, в общем слу-
чае асимметричный характер протекающих в реакторе процессов.
При разработке мероприятий на случай МПА предполагается, что
с самого начала аварии происходит обесточивание станции, при срабаты-
вании A3 в активную зону экстренно вводятся все группы сборок СУЗ,
за исключением одной, обладающей наибольшей эффективностью, ко-
торая принимается застрявшей в верхнем положении. В результате
срабатывания A3 мощность реактора снижается до уровня остаточных
тепловыделений. Обесточивание ЩН приводит к их постепенной оста-
новке с механическим выбегом. При снижении давления в реакторе
до уставки срабатывания системы пассивного впрыска САОЗ в активную
зону подается из гидроемкостей борированная вода (рис. 8.6, б).
Аварийный режим с потерей теплоносителя разделяется на три
этапа: разгерметизации, повторного заполнения с помощью САОЗ и пов-
торного смачивания активной зоны. При исходном рабочем режиме
(рис. 8.7, а) теплоноситель проходит по главному циркуляционному
контуру: по "холодным" трубопроводам 6 поступает в корпус реактора,
опускается по кольцевому зазору 4, окружающему активную зону,
поднимается, проходя через активную зону 5, и далее по "горячим"
трубопроводам 2 направляется в парогенераторы. Отдав там получен-
ную в реакторе теплоту, он главными циркуляционными насосами
возвращается в реактор. После разрыва главного циркуляционного
контура давление р\ в реакторе резко снижается до давления насы-
щения, соответствующего температуре теплоносителя. В дальнейшем
из-за начавшегося парообразования темп снижения давления умень-
шается (рис. 8.8). Характер процессов во многом зависит от того,
в каком месте циркуляционного контура произошел разрыв: перед
входом в активную зону или после нее. Темп снижения давления в пер-
вом случае больше, чем во втором.
Наибольшую опасность представляет первый случай (см. рис. 8.6, а
и 8.7, б), поэтому в дальнейшем уделим ему основное внимание. В дей-
ствительности процессы при разгерметизации главного циркуляционного
контура сложнее рассмотренной выше приближенной картины. Для
начальной стадии развития аварии характерны волновые процессы.
В месте разрыва главного циркуляционного трубопровода возникают
волны разрежения, распространяющиеся по обоим направлениям цирку-
ляционной петли. Эти волны неодновременно доходят до верхней и ниж-
ней частей активной зоны (из-за неодинакового расстояния, прохо-
димого от места разрыва). Вследствие этой неодновременности в актив-
ной зоне возникает обратный перепад давления Ара.з> который может
во много раз превышать перепад давления в доаварийном режиме.
В сочетании с отраженными волнами, возникающими в местах, являю-
щихся источниками возмущений (повороты, уступы, изменения про-
ходных сечений и пр.), исходные волны инициируют в первом контуре
319
• 4 i I
4
g
<a£>
t^
tQLTb-NbrvOCS5-V-~C^V--C\^ISrJ>^-UfitCj
Оч
о
н
<л
<u
Си
я
«
о
с? з
с m
Си
Си
< «
О- о
™ з
с
о
с
Г)
ей
ш
И
о
Ои о-
£ i
Си
I
о
3
ю
о
X
S
Ои
э
Си
о
н
к:
си
с- *
Я См
о
о
о
и
о
Си
о
х:
«
к
«О S
о. си
а
*. Сн №
■л 5
о *
х «
Си Я
X
л
о.
о
О.
I
С
об
об
Си S
Я X
я К
» I
s 2
я р
о> с
с; о
я
л
П
I
«
( Г \-
I I
а
х
сложные колебания давления, создающие дополнительные динами-
ческие нагрузки на элементы внутриконтурных и внутрикорпусных
устройств. * J
Под влиянием обратного перепада давления при разрыве перед
входом в активную зону поток теплоносителя направлен в ней сверху
вниз, чему соответствует отрицательный расход Gi (сплошная кривая 2
на рис. 8.8). При разрыве контура после реактора сохраняется поло-
жительный расход Gi (теплоноситель движется снизу вверх - штрихо-
вая линия i). Расход теплоносителя носит в обоих случаях резко коле-
бательный характер. Сохраняя отмеченные общие тенденции, расход
теплоносителя активной зоной из-за колебаний перепада давления Дра 3
многократно изменяет знак, проходя через нулевое значение.
Понижение давления сопровождается парообразованием в реакторе
При этом образуется весьма сложное течение в реакторе и во всем
первом контуре (см. рис. 8.6, а и 8.7, б). Часть пара, образующаяся
в нижней камере реактора и кольцевом зазоре между корпусом и актив-
ной зоной, направляется к месту разрыва, создавая восходящее дви-
жение в кольцевом зазоре, направленное противоположно потоку тепло-
носителя в нормальных режимах. Другая часть пара, образующаяся
в активной зоне, по "горячим" трубопроводам главного циркуляцион-
ного контура направляется в парогенераторы, трубная система которых
оказывается заполненной не.водой, а паром. Парогенераторы оказы-
ваются при этом в неодинаковых условиях. В некоторых из них сохра-
няется нормальное направление движения теплоносителя первого кон-
тура от реактора к парогенератору и далее через ПДН к месту раз-
рыва, в других - и по "горячей", и по "холодной" линиям может воз-
никать обратное движение к реактору, давление в котором оказывается
ниже, чем в парогенераторе. Из-за этого через часть активной зоны
теплоноситель может двигаться вверх, через часть - вниз, причем на
направление движения в той или иной ТВС значительное влияние ока-
зывает ее теплонапряженность. Пар, выходящий через место разрыва
воГТ^Т^* "°? 3аЩИТН°Й оболочкой> конденсируется струями
воды, разбрызгиваемой через специальные сопла (см. рис. 8 6 а) Пои
резко колебательном процессе паросодержание существенно меняется
При этом распределение потоков воды и паросодержание по различным
ственГ яЗНачительнои неравномерности энерговыделения может суще
ственно различаться. Из-за интенсивного парообразования на оболочках
TjZ ™:ТГТ КРИЗИС теплоотД™ и периоды закризисной тепло
отпади' *араК'еРИЗУеМЫе реЖИМ Уменьшением коэффициента тепло-
отдачи а от оболочки твэла к теплоносителю. Это приводит к быст-
С до" тГпОоТТ" °™ П0ВЬ— температуры оболочек
KnLf Ш0°-1200 К- Происходящий процесс иллюстрирует рис. 8 9
Киями 7° (Г ^оТ* * РМЫМ ГрУШИМ ТВС' --чающимся
чениями kq {kq - коэффициент неравномерности распределения
II В. А. Иванов 221
энерговыделения по ТВС, представляющий собой отношение энерго-
выделения в данной ТВС к среднему по активной зоне). Максималь-
ные температуры оболочек твэлов на протяжении всего времени раз-
вития аварии не достигают температуры плавления. Однако для первых
четырех групп возможны локальные повреждения оболочек твэлов
с выходом из-под оболочек газообразных и летучих продуктов деления,
но без вымывания топлива. Как-нибудь повлиять на разогрев твэлов
Рис.8.9. Изменение температуры оболочек твэлов Т Qg при МПА
1 - кп = 1,65; 2- А: = 1,6; 3 - ка = 1,5; 4-к = 1,35; 5-к = 1,2; 6-kq =
= 1,1?7-ка = 1; #-ка = 0,9; f- kq = 0,8; Ь - ■ kq = 0.Й; U - kq =? 0
12 - kq= 0,36
на рассматриваемом этапе развития аварии невозможно. Утечка тепло-
носителя приводит к опорожнению корпуса реактора и оголению твэ-
лов (см. рис. 8.6, б и 8.7, б). Условия их охлаждения ухудшаются,
что инициирует второй этап разогрева твэлов. Даже при аварийном
охлаждении температурные режимы части твэлов могут быть тяже-
лыми.
При анализе МПА нельзя исключить возможность распухания обо-
лочек твэлов. Как отмечалось выше (см. гл. 3), имеющиеся внутри
твэла объемы изначально заполнены гелием с небольшим избыточным
давлением. В процессе выгорания топлива в эти объемы поступают
322
газообразные продукты деления, повышающие давление под оболочкой.
К концу трехлетней топливной кампании это давление может оказаться
значительным (до 10 МПа и более). При нормальных режимах реак-
тора оно не превышает наружного давления на оболочку со стороны
теплоносителя. Если же внешнее давление оказывается намного мень-
шим внутреннего, то при определенных температурах оболочек может
произойти не разрыв оболочки, а ее распухание (рис. 8.10), сужающее
каналы для прохода теплоносителя и уменьшающее его расход. Распу-
хание происходит при более низких температурах, чем разгерметизация
оболочек. Этот эффект также надо учитывать на стадии проектирования
для обеспечения безопасности работы реактора.
Разгерметизация первого контура резко изменяет режим работы
парогенераторов. В их трубную систему из реактора поступает не вода,
а пар (см. рис. 8.6, б) с низким давлением и понижающейся соответ-
ственно этому температурой. При этом температура в первом контуре
оказывается ниже, чем во все еще находящемся в горячем состоянии
втором контуре, и теплота в парогенераторах передается в обратную
сторону. В активную зону из парогенераторов возвращается пар.
При падении давления в корпусе реактора в какой-то момент вре-
мени оно становится меньше давления в гидроемкости САОЗ. Для реак-
торов ВВЭР рабочее давление в гидроаккумуляторе равно 5,5 МПа.
Такое давление достигается примерно через 7,5 с после начала аварий-
ного режима. При этом открываются обратные клапаны, и борированная
вода из гидроемкостей поступает в корпус реактора. На отечественных
реакторах ВВЭР впрыск воды из САОЗ производится частично в верх-
нюю камеру реактора, частично — в его опускную ветку. На начальном
этапе после включения САОЗ в кольцевом зазоре между корпусом
реактора и активной зоной все еще сохраняется значительное восходя-
щее течение пара, препятствующее поступлению воды из гидроаккуму-
ляторов в нижнюю камеру, в результате чего вода, обходя кольцевой
зазор, вытекает через разрыв (см. рис. 8.6, б и 8.7, в). Вступая в контакт
с образующимся паром, вода вызывает его быструю конденсацию,
что создает разрежение, которое может приводить к выбросам снарядов
пара. Из-за взаимосвязанных процессов неустойчивой конденсации
и инерции потока могут возникать пульсации расхода с большой ампли-
тудой, что, в свою очередь, может стать причиной гидравлических ударов
в арматуре и трубопроводах. Вода, подаваемая в верхнюю камеру,
бурно взаимодействует с паром, движущимся навстречу ей. Это
предопределяет хаотический характер перемешивания двухфазного
потока. Сначала поступление воды сдерживается противотоком пара
в активной зоне и продолжающимся кипением воды в нижней части
реактора.
Основная часть воды, поступающей из САОЗ, при этом проходит
вниз по наименее напряженным ТВС, что временно уменьшает темпера-
туру их оболочек (см. рис. 8.9). Наиболее эне pro напряженные ТВС
323
находятся в худших условиях. Испарение воды, поступившей из САОЗ,
увеличивая количество образующегося пара, повышает сопротивление,
препятствующее движению воды через активную зону. Со временем
силы гравитации по мере постепенно усиливающейся конденсации пара
Рис. 8.10. Распухание оболочки твэла при МПА под действием внутреннего давления
1 - нормальные твэлы; 2 - твэлы после распухания; 3 - топливный сердечник;
4 - оболочка; 5 - дистанционирующая решетка
начинают преодолевать вызванное паровым потоком сопротивление.
При этом нижняя часть корпуса постепенно заполняется водой (см.
рис. 8.6, би8.7,в). До тех пор пока вода в корпусе реактора не достиг-
нет уровня нижней части твэлов, их охлаждение неэффективно и темпе-
ратура оболочек твэлов постепенно повышается. Поэтому надо стре-
миться к тому, чтобы период заполнения был очень коротким.
Завершающий этап аварийного режима связан с постепенным запол-
нением активной зоны (см. рис. 8.6, в и 8.7, г). При этом начинается
повторное смачивание оболочек твэлов. При соприкосновении воды
324
с нижней частью твэлов образуется пар, уносящий с собой определен-
ное количество воды в виде капель. Испарение этих капель в парогене-
раторах потоком теплоты от второго контура может создать противо-
давление в верхней камере реактора (паровую пробку), препятствующее
повторному заполнению активной зоны. Этот эффект существенно
ослабляется, если капли оседают на конструкциях верхней камеры,
не попадая в парогенераторы, а роторы ГЦН вращаются. До момента
залива середины активной зоны расход пара мал и коэффициент тепло-
отдачи практически равен нулю. При этом температура оболочек посте-
пенно возрастает. Когда уровень воды достигнет середины активной
зоны, парообразование интенсифицируется и начинается постепенное
снижение температуры оболочек твэлов. При понижении температуры
до 723 К пленочное кипение на поверхности твэлов, существовавшее
при более высоких температурах, переходит в пузырьковое. При этом
резко возрастает коэффициент теплоотдачи и ускоряется темп снижения
температуры (см. рис. 8.9) .
После частичного затопления активной зоны гидроаккумуляторами
уровень воды в ней постепенно повышают, вплоть до полного запол-
нения зоны, насосами низкого давления, переводимыми в случае потери
основных источников электропитания на резервные источники (см.
рис. 8.6, г). После исчерпания запасов воды в баках САОЗ насосы про-
должают работать в режиме рециркуляции, охлаждая реактор до тех пор,
пока не будут созданы условия для начала ремонтных работ.
Аварийные ситуации, создающиеся при малой и средней течи тепло-
носителя, в случае нескомпенсированной течи также могут приводить
к тяжелым авариям, о чем свидетельствует, в частности, опыт аварии
на АЭС "Три-Майл-Айленд" (см. § 8.4).
В реакторах РБМК, где каждый технологический канал имеет свой
независимый подвод воды, нарушение этого подвода может стать при-
чиной серьезной локальной аварии в этом канале. Поэтому в числе
важнейших параметров, постоянно контролируемых информационно-
измерительной системой "Скала", — поканальный расход теплоносителя.
При уменьшении расхода хотя бы одним каналом должны быть немед-
ленно приняты меры к увеличению расхода, а если они не дают должного
эффекта, реактор должен быть остановлен.
Пароциркониевая реакция. Если температура циркония поднимется
примерно до 1223 К, начинается экзотермическая пароциркониевая
реакция
Zr + 2H20 = Zr02 +2H2 + Q,
где Q = 6530 кДж/кг.
При температурах, превышающих 1473 К, реакция становится само-
поддерживающейся. Скорость реакции зависит от температуры, коли-
чества подводимого к реагирующей поверхности пара, времени реакции.
325
В реакции участвуют лишь слои пара, непосредственно примыкающие
к поверхности циркония. Образование водорода и пленки Zr02 на по-
верхности оболочки, препятствуя соприкосновению пара с металлом,
тормозит реакцию. В результате реакции выделяется теплота, соизме-
римая с остаточным тепловыделением реактора, что может усугубить
аварии, вызванные другими причинами. Образование водорода и его
скопление в верхней части корпуса реактора создает опасность обра-
зования гремучей смеси и ее взрыва.
Пароциркониевая реакция, возникающая при высоких темпера-
турах циркония, т.е. в условиях уже идущего аварийного режима,
вызванного нарушением баланса теплоты в аварийной зоне, является
вторичной. Для ее предупреждения необходимы эффективные меры
защиты реактора от первичных аварий.
Особенности аварийных режимов реактора БН. Особенности аварий-
ных переходных режимов реакторов БН во многом обусловлены пустот-
ным эффектом реактивности. Главную роль при этом играет не интег-
ральный, а локальные эффекты. Выделяют три основных составляющих
локального натриевого пустотного эффекта, одна из которых обуслов-
лена изменением утечки нейтронов из данного объема, другая — изме-
нением радиационного захвата нейтронов и третья — изменением спектра
нейтронов [61]. Так как удаление натрия увеличивает утечку, то первая
из отмеченных составляющих всегда вносит отрицательную обратную
связь. Вторая составляющая всегда вносит положительную обратную
связь, а воздействие третьей в зависимости от состава среды может быть
того или иного знака. В центральной области активной зоны, где распо-
ложены твэлы с наибольшим энерговыделением, пустотный коэффици-
ент реактивности имеет положительный знак, т. е. удаление натрия
высвобождает положительную реактивность. На периферии активной
зоны и в зонах воспроизводства натриевый пустотный коэффициент
реактивности отрицателен вследствие большой роли утечки нейтронов
из этих областей. С увеличением размеров активной зоны доля утечки
в общем балансе нейтронов сокращается и может перевесить положи-
тельная составляющая пустотного эффекта.
Вследствие отмеченного в реакторах сравнительно небольшой мощ-
ности область положительного натриевого эффекта реактивности неве-
лика и полное удаление натрия из активной зоны вносит отрицательную
реактивность. Для больших реакторов эффект реактивности может
оказаться положительным не только в локальной области активной
зоны, но и по реактору в целом. Так, в реакторе БН—600 эффект реак-
тивности от удаления натрия из центральной ТВС составляет —2 • 10~5,
а в реакторе БН-1600 он составил бы +8 • 10 ~5. Полный слив натрия
из активной зоны может дать соответственно — 0,01 и + 0,015.
Изложенным определяются повышенные требования к исключению
разгерметизации первого контура и предотвращению вскипания теплоно-
сителя в активной зоне реакторов БН.
326
Отключение турбины
Наиболее распространенная причина быстрого уменьшения мощ-
ности турбины — отключение генератора от сети. При этом на валу
турбогенератора возникает несбалансированный вращающий момент,
повышающий угловую скорость ротора. Эта ситуация не является ава-
рийной. Нормально функционирующая система регулирования турбины
при таких сбросах нагрузки выводит турбину в режим холостого хода
или режим обеспечения собственных нужд энергоблока. Аварийная
ситуация возникает в случаях отказа системы регулирования при сбро-
сах нагрузки, а также в других случаях, когда по тем или иным причи-
нам создается угроза безопасности турбины (см. § 8.2). При этом
срабатывает автомат безопасности, закрывающий стопорные клапаны
турбины и полностью останавливающий ее.
Переходные процессы как при нормальных сбросах нагрузки, так
и при аварийном отключении турбины имеют много общего, создавая
серьезные возмущения режима работы всего оборудования. С одной
стороны, при закрытии клапанов турбины быстро снижается давление
по всей ее проточной части. При этом давления в регенеративных подо-
гревателях оказываются выше, чем в камерах отбора пара к ним. При
отказе обратных клапанов на линиях отборов пара это создает поток
пара из подогревателя в турбину. Проходя по ее проточной части от
камеры отбора до конденсатора, этот пар совершает работу на лопат-
ках турбины, увеличивая ее разгон. Большая часть дополнительного
разгона обусловлена не паром, сосредоточенным в паровом пространстве
подогревателя и паропроводе, связывающем подогреватель с турбиной,
а конденсатом греющего пара, скапливающимся в нижней части подо-
гревателя — конденсатосборнике. Конденсат испаряется при понижении
давления в подогревателе, а образовавшийся пар направляется
в турбину. Масса конденсата практически в любом подогревателе доста-
точна, чтобы образовавшийся только в одном подогревателе пар разо-
гнал ротор до недопустимой частоты вращения, опасной для прочности
рабочих лопаток и дисков. Поэтому необходимо поддерживать работо-
способность обратных клапанов, установленных на линиях отборов
пара к подогревателю.
С другой стороны, быстрое закрытие клапанов турбины изменяет
режим работы ЯППУ. Это иллюстрируют представленные на рис. 8.11
экспериментальные данные [19], полученные при одновременном сбросе
нагрузки до уровня нагрузки собственных нужд с двух турбин энерго-
блока ВВЭР-440, работавшего перед отключением в период продления
рабочей кампании при исходном давлении 3,9 МПа с полностью выве-
денными из активной зоны стержнями СУЗ. Автоматический регулятор
мощности (АРМ) поддерживал нейтронную мощность реактора
(см. рис. 7.1, б). В работе был регулятор ограничения мощности (ЮМ).
Из-за разгона ротора турбогенератора после сброса нагрузки уве-
личилась частота электрического тока в системе собственных нужд
327
я,
к
30
25
20
15
10
5
h,
К
- 540
_ 530
520
510
~ 500
г 490
4В0
- 470
V
V
\\
\\
\~2
МПп
L.
т
7
2
/
\?
см
210
200
190
180
170
160
/5v
б!
Р?
АЗ-
-з
1 \ЛриН=200мм
Ц
АЗ-
-1
\ПриН=450мм
«г
м
4
3
г
1
Pi>
МПа
13
12
11
10
С
\J^
\
\
\9
< \
ч
I
*d?.
t
10 15 20 25 30 35 мин
Рис. 8.11. Переходные процессы в ЯППУ энергоблока ВВЭР-440 при отключении
от сети двух турбогенераторов
1,2 - температуры теплоносителя Тт при выходе из реактора и входе в него;
3 - подогрев ДТ j теплоносителя в активной зоне; 4 - давление парартд в глав-
ном паровом коллекторе; 5 - 8 - уровни Я воды в различных парогенераторах
энергоблока; 9 -уровень Я*воды в компенсаторе давления; 10 - давление pj
в первом контуре
328
блока. Это повысило, в частности, частоту вращения питательных на-
сосов, что привело к увеличению их производительности и повышению
уровня воды Н во всех парогенераторах, характеризуемого кривыми
5-8 на рис. 8.11. Из-за быстрого закрытия регулирующих клапанов
турбин повысилось давление рц в главном паровом коллекторе (кри-
вая 4). Когда оно достигло уставки срабатывания БРУ-К (4,8 МПа),
открылись все четыре БРУ-К, рассчитанные на пропуск в конденсатор
60% номинального расхода пара, что стабилизировало давление рц.
Попутно заметим, что если бы сброс нагрузки произошел при работе
блока с номинальной мощностью при номинальном давлении пара, то
пропускной способности БРУ-К не хватило бы для пропуска полного
расхода пара, который продолжает генерировать ЯППУ, и практически
неизбежным оказалось бы срабатывание предохранительных клапанов
парогенераторов. Чтобы предотвратить это, по-видимому, заслуживает
внимания вопрос о проектировании паросбросных устройств для про-
пуска номинального расхода пара.
Поскольку уставка АРМ осталась неизменной, мощность реактора
в течение первых 30—60 с не изменилась и из-за уменьшения расхода
теплоносителя во втором контуре началось выпаривание воды из паро-
генераторов, что привело к снижению уровня воды Н в одном из паро-
генераторов (кривая 5). Через 1,5 — 2 мин сработала АЗ-3, опуская
со скоростью 2 см/с регулирующую группу СУЗ. Тепловая мощность
реактора начала снижаться, о чем свидетельствует уменьшение подо-
грева теплоносителя в активной зоне (кривая 3). Через 1-1,5 мин после
начала действия АЗ-3 уровень воды в парогенераторе восстановился
(кривая 5), что привело к снятию сигнала АЗ-3 и прекращению действия
A3. Тепловая мощность реактора снизилась до значения, обеспечи-
вающего паро производительность ЯППУ, равную суммарной пропуск-
ной способности БРУ-К (60%). Это привело к временной (примерно
на 2 мин) стабилизации переходного процесса. Температуры теплоноси-
теля Т\ при выходе из реактора и входе в него (кривые 1 и 2), давле-
ние р\ в первом контуре (кривая 10) в этот период не изменились.
Однако из-за тепловой инерции первого контура и парогенераторов
теплопередача ко второму контуру все еще оставалась на высоком
уровне, определяемом высокой средней температурой теплоносителя
в первом контуре. Продолжавшееся вследствие этого выпаривание воды
из остальных парогенераторов привело к снижению уровня воды в них
(кривые 6—8) через 6—7 мин после начала переходного процесса до
уставки срабатывания АЗ-3. При повторном срабатывании АЗ-3 мощ-
ность реактора стала снова снижаться, уже ниже 60% номинальной. Од-
нако из-за дефекта схемы электропитания приводов БРУ-К на развитие
переходного режима наложился их отказ, вследствие чего расход пара
БРУ-К остался на уровне 60% номинального. Это привело к понижению
температуры и давления в первом контуре. С седьмой по одиннадцатую
минуту давление рц в главном паровом коллекторе снизилось на
329
2,3 МПа (кривая 4 на рис. 8.11) , средняя температура теплоносителя Т\
уменьшилась на 50—60 К, уровень Я* в компенсаторе давления пони-
зился на 4—5 м (кривая 9), давление в первом контуре уменьшилось
на 1,5—2 МПа (кривая 10). Давление в первом контуре понизилось
до его значения в гидроемкостях системы пассивного впрыска САОЗ,
что привело к открытию обратных клапанов и срабатыванию САОЗ.
По факту включения САОЗ сработала аварийная защита АЗ-1 с быстрым
остановом реактора.
Так из-за серии последовательно нараставших процессов отклю-
чение турбогенераторов, само по себе не являющееся аварийной
ситуацией, в итоге привело к аварийному останову реактора и всего
блока с необходимостью последующих пусковых операций. Неблаго-
приятному развитию ситуации способствовали недостаточная пропуск-
ная способность БРУ-К (если бы она была равна 100% номинального
расхода пара, никакого изменения режима ЯППУ не было бы) ; не впол-
не рациональная схема действия АРМ, который не снизил своевременно
нейтронную и тепловую мощность реактора с тем, чтобы быстро при-
вести ее в соответствие с пониженным (по сравнению с предаварийньгм)
расходом пара, ограниченным пропускной способностью БРУ-К; неопти-
мальная настройка регуляторов уровня в парогенераторах и, наконец,
удержание БРУ-К в открытом состоянии при снижении мощности реак-
тора. Это потребовало внесения соответствующих изменений в схемы
управления уже в эксплуатационных условиях.
Полное обесгочивание энергоблока
Его причинами могут быть аварии в энергосистемах, короткие
замыкания как во внешней сети, так и в электрооборудовании самой
электростанции, закрытие по тем или иным причинам стопорных кла-
панов турбины, сопровождающееся отключением генератора от сети.
Возникающий при этом аварийный режим рассмотрим на примере
энергоблока ВВЭР-440 (рис. 8.12). При обесточивании АЭС теряют
электропитание все ГЦН. При этом в режиме выбега ГЦН снижается
их угловая скорость и уменьшается расход теплоносителя реактором
G i (кривая 6). При обесточивании шин собственных нужд срабатывает
АЗ-1 и все стержни СУЗ самоходом погружаются в активную зону,
снижая тепловую мощность реактора Q i (кривая 4) до уровня оста-
точного тепловыделения. Одновременно формируется сигнал на вклю-
чение дизель-генераторов.
После закрытия стопорных клапанов турбин резко возрастает
давление рц во втором контуре (кривая 2). Так как сброс пара через
БРУ-К в конденсаторы турбин в рассматриваемом аварийном режиме
запрещен (из-за остановки циркуляционных насосов подачи охлаж-
дающей воды в конденсаторы), то регулятор БРУ-К открывает БРУ-А,
сбрасывая пар в атмосферу. Вследствие медленного открытия БРУ-А
330
(время полного открытия равно 11 с) давление рц продолжает воз-
растать, и при его значении, равном 5,77 МПа, открывается первый
предохранительный клапан парогенераторов. Его открытие резко сни-
жает давление во втором контуре, и на 38-й секунде при понижении
давления до 4,8 МПа первый предохранительный клапан закрывается.
т6ыж
7 '
К
570
565
560
555
550
545
540
535
530
525
520
515
%
100
90
_ tit)
- 70
60
. 50
~ 40
30
_ 20
~ о\
гРи>
МПа
5,5
5,4-
- 5,3
- 5,2
-5,1
- 5,0
-4,9
^4,8
-4,7
-4,6
~%5
- 4,з1
-Ply
МПа
■13,0
-12,5
12,0
-11,5
\-11у0
г
J
д\
г
I
х1
VC2
уЗ\
I.
ч
V*
6
1^
-=t
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 с
Рис. 8.12. Аварийный переходный режим при полном обесточивании энергоблока
ВВЭР
1 - давление_рг в первом контуре; 2 - давление pji пара во втором контуре;
3_~ расход Gjj пара, выходящего из парогенераторов; 4 — тепловая мощность
Q\\ 5 — температура теплоносителя при выходе из реактора Tfы* б - расход
теплоносителя первым контуром Ст
После его закрытия сброс пара в атмосферу Сц и давление рц во втором
контуре определяются статическими характеристиками БРУ-А. По мере
снижения тепловой мощности реактора они постепенно уменьшаются.
Уменьшение расхода теплоносителя первым контуром Gj при обесто-
чивании ПДН приводит к повышению давления в первом контуре р\
и температуры теплоносителя Гвых при выходе из него (кривые 1
и 5). Этот процесс усиливается из-за того, что повышение давления
Рц во втором контуре и связанное с ним повышение температуры насы-
щения в парогенераторах уменьшает отвод теплоты от первого контура
ко второму. Давление в первом контуре возрастает к девятой секунде
331
до 13 МПа. Включение клапанов впрыска в компенсаторе давления
снижает давление. Максимальная температура теплоносителя достигает
573,5 К. В течение всего аварийного режима коэффициент запаса до
кризиса теплообмена превышает 2, что обеспечивает надежный отвод
теплоты от твэлов.
8.4. Тяжелые аварии
Общий обзор аварий на АЭС
Аварии с ядерными реакторами (как атомных электростанций,
так и другого назначения) всегда вызывают серьезную обеспокоен-
ность широких кругов населения, доходящую порой до полного неприя-
тия атомной энергетики. В основе этого общественного явления лежат,
как правило, недостаточная информированность населения о происхо-
дящих авариях и неполадках, недоверие к официально выдаваемой
информации, низкий уровень образования в области ядерной физики,
даваемый общеобразовательными средними учебными заведениями
(да и неядерными специальностями вузов), превратное представление
об условиях функционирования ядерной энергетики и реальных и мни-
мых опасностях, связанных с нею.
За более чем 40-летний период существования ядерных реакторов
различного назначения в разных странах произошел ряд аварий с ними,
резко разнившихся по причинам возникновения, характеру развития
и последствиям [33, 51]. В табл. 8.4 приведены данные о ряде аварий,
происшедших с различными типами реакторов. Для специалистов,
работающих в области атомной энергетики, информация об авариях
нужна для анализа и учета вытекающих из них выводов и уроков при
проектировании энергоустановок будущего и повышения безопасности
существующих путем совершенствования как конструкций, так и тех-
нологии эксплуатации.
Более подробно рассмотрим две самые тяжелые из известных аварий
на АЭС
Авария на АЭС "Три-Майл-Айленд"
Возникновение аварийной ситуации. АЭС "Три-Майл-Айленд" (Гар-
рисбург, штат Пенсильвания, США) перед аварией включала в себя два
энергоблока электрической мощностью по 961 МВт с водо-водяными
реакторами и вертикальными парогенераторами фирмы "Бабкок-Виль-
кокс" и турбинами фирмы "Вестингауз". 28 марта 1979 г. на ней
произошла тяжелая авария [33, 51], начавшаяся с останова конден-
сатного насоса 12 (рис. 8.13, а). Следствием этого стала вынужденная
остановка питательных насосов 11 (чтобы они не оказались обезвожен-
ными) , автоматическое отключение турбины 75 и включение аварийной
системы подачи питательной воды в парогенераторы. Возникшая си-
332
s
si
I
I
ИЧ
о
a
A
CQ
К
s
a
t-
o
et
R
о
О
e
о
к
к
a.
я
9
о
я
s
a
£н а О.
ь. Й
a. «^ о
м CO О
-я-
к
я
о.
н
о
и
X
s
. -е-
Ж "©*
о °
я ^
1>
я х
X *й
а £
в А
я
X
со
О
СЯ
я
X
X
S
я
о.
в)
о
X
я
с? я я
(Г -
О
X
я
н
о
>»
о
я
со
я
н
ь:
я
CU
СО
О
И
Я
С
о
ft)
3 6
со
«
<L>
н
я
о
Ou
о
я
ся
н
о
о *
X «
о
t:
с
о
н
о
£
я
я
<п
СО
о
ГУ
иТЬЙ
со гл
Я ON
ex, os
«г
S
X
X
о
2
со
S
X
к
я
a
о
*?
о
>,
-т—
►а
о-
о g £
у Ц *
о "
с; s в
О с ©
О § X
о е- со
о ° £
2 * к
i ^5
а 8£
О СО Tf
н « о
О £
£_, ГЛ.
2
о
я
«
я
с:
га
_ ю
S S
s
S
=<•
я
о.
X
о
СО
« •-
о
я «
га ю
я я
r« U
Ж со
я Я
X
я
W
Я
мм
а
ct
со
О
О
е-
о
о
Мч
с:
о
н
я
- ч
/—•. а>
Си ^
El
Я СЧ
о
<L> т-
5 *
X Я
си о
£5
Я Ю
га
о
о s
со
3 *
я §
ее я
X >,
х «
х §
я «
22 rt
t; <i>
с си
>,
о я
х Z
я
я *
CL, 0J
С Си
Is
Си о
£ я
° 'я
X Си
^ я
га a
w я
S.I
н |
(L> X
У О
и
я ..
со х
X л
Я
№ Я
2 =*
S о
я ^
о Си
я" а
с я
Си
Я
о
Uh
ftf
3"
О
J0
н
о
о
S
S
Си
и
с
о
Uh
о
X
ж
о
я
Си
Ж 3
о н
Си О
с «о
я
н
я
■—»
с
о
1С
я
&
. о
Я ГЛ X
Я F-.
Q. О
S S
5 9
я
о
S
о
Uh
и
■Hi
a
га
я
Е-
я
Си
X
о
Си
О)
S
я
я
я
3
га
о
с
S
Си
с
«
X
3
в-*
л
га
к
Ьн
S
о
о
X
о
с:
я
0>
го
я
X
О)
в
га
о
га
о
а
я
is
о
к
5 1
о
о
Си £
5 >,
с* S
о> о
с а
Я VO
о
х
ю
о
2 3
•S Я
п я
я _
а я
я £■
я _
о я
= к
я
о
Си
и
X
2
X
я
S
Си
га
У я
Ж Ш X
о С «
>> а> я
И «; н
со
. ^ Я
Uh CU X
О <о и
га х -
я о
Си -
У. Ю
§ S
Я (-1
н о
>> х
« Й
I °
о> X
Си X
га о
о я
с я
. я
я я
со d
х
Я_ я «
о а о
|| |
я н s
о « н
а- я я
я са о>
я 0 о.
Ь S v
s S »
У. £ о
§ § 5
5 а я
я а> х
Н Ю Си
>> Си Н
К
Я
=f
Я
я
и
id
я
о
о
=1
о
Си
с
я
2
я
Си
О
н
я
о
Си
о
га
о
Си
я
Си
с
я
о
н
я
Си
а
о
я
ь<
ю
я
а
Й Я
с;
о
с
о
я
со
я ,
к С
я
Си
й)
с
о
X
г>
я
я
я
Си
я
EJ 3" X
5 °
г Си
й> СО р-
я ь п
а> « я
v g с
Си о
X
га ■.
г* га
м< СО
. я я
U Ш Он
Си
о
Си «
о X
Я
Я
а
га
я
S
а>
Я
Я
I.
с- о
(В О. о
я
о
ел
2
о
я
Я
о
Я CJ
О «О
я
Си
я
1С
о
. с:
я ю
S
О)
я
о
«
с:
cf
к
и
о
Uh
О
3
a
я
э
га
л
Си
Я
Си
ГО
Я
с;
я
га
о У
со л
f- о
ID q
U
Я
Си
о S
о
о
о
я
о
га
2
га
га
f & е
о
о
Си
О
я -2
2 ю
X X
я
^
о
t:
о
с
х
я
к
я
X
<L>
я
с;
«D
О
я
со
В
о
X
га
я
х
я
О)
Сн
9
я
«о
«о
S О 5 Я
О « ф О .
_н SC t. tt Я ^
^ S с ' 5 «= са
1x5
Ы w И Ж
Н Я
я &|
о=х§
Сч v •
о з си
с: 2 о
о — н
334
1. Недопустимость нарушения
технологического регламента.
2. Необходимость оснащения
оборудования блокировками,
препятствующими нарушению
технологического регламента
Повреждение одного из твэлов,
в результате чего возник пожар
графитового замедлителя. Ог-
нем оказались охвачены 150 ка-
налов, содержащих 8 т металли-
ческого урана. Радиоактивный
выброс благородных газов с ох-
лаждающим воздухом и l li со-
ставил 20 000 Ки. Попытки вы-
грузить твэлы или охладить ре-
актор с помощью COj были неу-
дачны. Использование воды по-
зволило через 40 ч после начала
аварии привести реактор в хо-
лодное состояние
Чрезмерно большая скорость
ядерного нагрева графита (на-
грев графита необходим для
удаления накопившейся
в графите энергии Вигнера
за счет смещения атомов)
1957
Графитовый
реактор
с воздуш-
ным охлаж-
дением для
наработки
плутония
(топливо
металли-
ческое)
"Уинд-
скейл", Ан-
глия
1. Недопустимость отсутствия
системы блокировок, препят-
ствующих извлечению стерж-
ней СУЗ.
2. Очень быстрый рост реактив-
ности, что может привести
к плавлению топлива раньше,
чем проявится пустотный эф-
фект реактивности.
3. Недопустимость небреж-
ности эксплуатационного
персонала при выполнении осо-
бо ответственных технологи-
ческих операций.
Неконтролируемое повышение
мощности за 0,01 с до 20000 МВт
Расплавление твэлов. Паровой
взрыв из-за реакции расплавлен-
ного топлива с водой, в резуль-
тате которого корпус взлетел
на 3 м, а затем упал в первона-
чальное положение. Радиоактив-
ное заражение здания. Погибли
3 оператора
Ручное выведение стержней из
активной зоны во время оста-
нова реактора
1961
SL-1
(исследова-
тельский
кипящий),
3 МВт
Националь-
ная станция
испытания
реакторов,
США
об
I
I
I
о
Е
л
S
»
I-
о
я
©
К
о
g
4»
4»
S
S
а
со
Я
о
X
со
В
К
О.
С
~5~сГж
(-н со О.
«в О А
<и 5 г-
а
о.
н
о
U
<
О
с;
ю
ж
с
о
ж
*
о
2
о
я
ение
к
п
Ю
,—t
я
©
н
я
о
ж
о
к
я
©
Е-
СЗ
О
н
о
с
я
X
я
о
я
X
Я
©
о.
я
>■
S
м*
ж
о
о.
о
о
с
IX)
н
со
CU
©
аг
о
и
о
►г*
3
с;
а>
С
сЗ
я
о
S
S
я
о
X
Ю
о
о
я:
о5
я
нч
о
в
о
н
о
и
С")
я
W
я
s и
о. G
о g.
Я ж
о
х
в
о
н
ж
О)
2 СЕ
2 ж
ж
в 3
Г)
о
X -J!
Я
о
Си
я
f-l
©
о
Си
с
О R
« ©
" Я
э
ев
я
ее
о.
о
н
о
се
о 8
Я Я
в
*
ер
я
ей
>■ я
о ж
Я СО
ц о
« Я
а а.
сЗ ^
с;
с
я
© рв
' rt
ж
л
Е-|
о
>.
2
«
я
ca
СЗ Я
о. я
я
о
u «
© о
=f S
о я
Си Я
с о
я
С")
ж
©
S
о
S
я *
о я
ж
я
я
о.
сЗ
а
Я
ж
о
а,
я
я
ж
а. е
о
а. ж
и
©
a § I
© Я С
а, ©. я-
и ~
о я
я я 2
о
с я
ж
= I
CD л
ж pa
о о
S ri
о о
ж
о
CU
н
ж
о
я
о.
я
я
с:
©
я
о
о .
я CJ
о cq
1=1 Н
с ^
а> х
ь >»
■я d
х
я
Я «S
Си Я
О я
С
о
©
из
СЗ
a
я
я
я
о
н
и
си ^ я
>, £> ©
н я
Си Й
с °
2 Е 5
а> я сЗ
Ь в Ол
ев
Й* '
О \о
Н я
* Н
сз a
си ^
я S
Ж
о о
X
о
ж
с:
>.
Си
& *
с:
а
сЗ
с;
с
3
О
ю
Си
Я
н
о
а
Си
е
я
гч
■—,
X
гл
лсние
я
«я
к
с
и
сЗ
Си
«
О
Ж
я
я
<-|
X
СЗ
адио
Си
ts
«3
ж
Си
СЗ
S
к
>.
и
2 Or
3 с я
«Xя
<l> w: сз
Ж Я о
о ж о
* £ °
й 5 о?
! §
- «г
s в s
о ж g
я я *
S н Я
Л О Я
Си сЗ Н
Ьн R V
О я й
X
я .
а « л
S <=> 5
is g
, О Ж
W —< Я
я . я
Ж Си Н
© >^ SS
с; н «
Й S °
« ^ 9
ess,
^ ^ я
lis
О 2 и
Си с Ь
С Я >>
О)
Ж
сЗ
Си
>ч
н
о
о
с-,
о
я
Си
Я
я
Си
сз
Я
сЗ
<L>
с:
о
о
с
сз
ct
О
и
"■в-
со
<L>
Си
о
л
t:
Си JQ
С Ю
СЗ
Я
о
м
о
СЗ
f-
ж
о
S ^
°-ё
о S.
с я
Си К
о я
н с
^ >,
сз Н
со Ъ
Си Я
§ | а
я е о
« 6 •
s к ^
& я «
сз g Е-
о
л
к
о
к:
« 8
я я
о
о
а
о
X
о
о
я
я
W
а сз
сЗ Я
н я
° S
Си Ж
S ^
О *0
н »-*
я 2
Я J5
Си £
с ь
ж
я
я
я
ж
<и
я
о
ж
СЗ
с:
сз
ж
о ^
и Я
Си Я
<х> о
t= Си
¥ о
я
я
& я
н S
>, 5
О сЗ
cSi.
о
—^ "ТУ
СЗ
S
ф
сЗ сз
ct ж
сз о
о я
о
СП
сз
о
и
о
ж
л
с:
f-
я
я
ж
о
S
ж
я
S
я
я
9
X
о
я
о
Си
а с
я *
ж «
«и сЗ
и)
Н сз
в я
¥ S
Си
я я
« я
Си
я
си
Я
«
я
к
я
ей
С)
О
с
г
я
вэло
н
ж
01Г
и
ю
о
я
я
ж
CJ
3 Э
CU
о
о
С
о
с;
о
о
о
си
Я
ж
я
сЗ
С
Я
ей
=1
Си
й>
Я
н
сз
CJ
0>
2 '
С Я
Я я
<а ей
я
СЗ
СЗ
«
сз
&Й
си
о
> э
со
S
X
я
«
я
ж
сз
Я н
Си о
я
я
Си
о «
Си t;
<L) CJ
С f-
- Я
| О
<и о
Я Я
Ж «
1> о
ж с;
© и
3 си
я ©
О Си
о о
я ©
СЗ Н
я я
CJ QJ
3 н
я
я
У.
ю
я
V
СЗ
я
о
5^ С
Си
Я К
Я
Ж
сЗ СЗ
ж г
сз я
Си Си
я
из
Си
о
Си
с
W
п
я
я
X
©
Е!
Си S
о Я
си о
я ж
н 3
си л О
Рн О Я
сЗ
Си
в
•l-t
о
©
я
Си
о
СП
<
JQ
ж
ж
о
S
я
^Г
3
я
Си
ё
°* А с;
*« ©
« й ^
Й ■ Я
Си Си a
н о 5
о £ о
ИН Р— h-
•д ьй 5
_«р я 2
Я о
, ю
S S
с я ^
О <L> С5
о н н «^
я g
ь 1
ез F
ж
X
о
я
с
о
Си
J0
©
я
я
я
о
со
СЗ
и
я
я
л
я
о
я о
с 2 о
е * s
м о я
я я ж
- Й ©
Я О Си
Я Си «О
О Си £
я о £■
Й ©
s ^ я
Я ^ 5?
Я сЗ X
S ж »
^ I a
я Ж >,
О Ж Си
с з 5
Я сЗ
М Я Си
©
я
ж
©
я
я
>,
X
я
я
о
я
я
с-
о
я
«
я
ж
CD
я
я
к
X
о
OS
CS
3
Я л
Си Я
о я
С Н
я
о
я
я
©
Си
о
Е-|
X
я
©
Си
о х » «
П S ц : ц
-1
я Ч
я я
я м
н
©
я S
* 2
336
отсутствия средств для обна-
ружения этого.
2. Необходимость оснащения
оборудования средствами тех-
нической диагностики.
и
ля. Повышение давления в ре-
зервуаре с замедлителем, раз-
рыв предохранительной диа-
фрагмы и выброс около 1 т
тяжелой воды. Разрушение гра-
фитовой колонны. Локальное
плавление стенки из цирконие-
вого сплава, разделявшего канаг
и замедлитель. Взрыв в результа
те реакции расплава с тяжело-
водным замедлителем. Выброс
дополнительного количества тя-
желой воды. Разрушение трубок
подачи теплоносителя в соседню
каналах. Реактор был демонти-
рован
в магноксо-
вой оболоч-
ке, 30 МВт
1. Важность тщательного согла-
сования характеристик тепло-
выделения как по системе
в целом, так и по каждой ее
составной части.
2. Недопустимость небреж-
ности эксплуатационного пер-
сонала при выполнении штат-
ных технологических операций
Сокращение расхода тепло-
носителя и ухудшение охлаж-
дения твэлов. Расплавление
части топлива (около 50 кг).
Реактор был остановлен системой
A3. Расплавленное топливо ос-
талось внутри бетонной кон-
струкции. Радиоактивной утеч-
ки за пределы реактора не было
После ремонта, через год реак-
тор пущен повторно
Ошибка оператора, загрузив-
шего в технологический ка-
нал (при перегрузке на ходу
реактора) вместо части топ-
лива устройство для огра-
ничения расхода газа
1970
-
Магнокс
с газовым
охлаждени-
ем 500 МВт
Сент-Лау-
рент, Фран
ция
об
g
§
338
° 2
ex в
to 3
Ш °
X
л &
г с
X зХ
3 *
о
s
x
н
u
о
В
о
ГО
О
X
X
и
ез
С
О
©
X
2
о
3
X
X
о
3»
X
и
о
R
О
^ R
Sto
ез
ю
X
х S
U ©
X Н
О
ез
*-
о
>,
1Г«
ё
о
с
СЗ
X
>i
В
о
О
Я
ЧКИ
а»
Н
О
о.
л
чч
I
о
S
о
с
° X
<d Я
X О
а»
* О
мч ч—■ кн .,
w = X *
ft I
R °
« Э"
§ В
В
н
X ы
а X
& I
о 2
•в-
. X
—i X
Jh
R
О
о
о
X
© О
с- и
5 *
Su
© X
К X
© ^
X
X «
о о
2 ^
ж 3
о
о
X
И
to
о х
2 о
х з
ез
О J
О Ю
Su
©
В X
R
s 8
з
о X
ю
о
° р
Си о
о
с
«
чч
►а
X
о
<и
3*
X
н
о
СЗ
X
и
о
«■ч
о 2
2 =£
3 С
ю
X
R
и
, о
3
2 л
о fc
■в" Ю
8.
н с
еЗ
X
ез о
О
X
5 я
I о
с £
да w
х
©
R
S
ез
и
О
2
О
и
if
° I
R D.
сЗ сз
X X
я е
о
S |
3 • В
х ■—> о
х 2 х
о а ю
х х о
=i rt «J
gx3
Си со
ID X
X С- .
да с <м
я 5
я л
н х
о н
и о
Си X
° &
Зё
5 «
я о
о *
« 8
^"Ч ч—
° X
О о
н
х s
х 2
©*g
3
а>
С Си
_: °
Си Й
Н В
Я
о
X
СЗ
t~
о
О
X
О
а
я
о
о
я
Си «
© X
В 9
О
Си
>ч
X
О
R
ез
X
О
Си
©
X ^~
ё «j
Си <
^ R
X ез
Си £
О X
s О
£ " §
н
3 х
Си «
S. g
В с?
X гп
»- ©
■—Н ЧЧ
Mrf Л
г—I •»■
I— Си
3 °
в 3
© г>
R
К
О
э «
S я
Си ез
о «
о- 5
я» 5
2
о
н
ЧЧ
о
S
о
Си
О
н
я
^ а> сз х
— i.
СЗ
Си
©
X
О)
и
о
3
о
да
х
X
_ в
ж В* s
& £ °
да ° Я
" § S
ез £ X
в s я
JJ> U х
Р . х
1—1 О ©
-' Й R
о
И .
Си S
ЧЧ м
*- S
3 о
Си «
Ь£ -
О е
Spa
I к
х -
о
о
Си
©
В
О)
н
х я
еЗ X
Си ез
£ &
Н X
Си
« ©
"S СО
°< Си
° m
fe Я
° Н
* ?
СП «
и Я
Си S
« R
v О
<Й Л
is
Ю О
о о
Си С
н в
ш ©
о н
Л а
Си С
© 33
В R
о «
л «
х л
is
3 в
Си ©
я
еЗ
К
X
X
©
X
X
о
с
ез
со
i
со
S
X
со ез
« Си
R X
О О
О «
С о-
^5
М X
>, X
Я В
я
о
со
2 °-
5 >с
3 о
о as
со
X О?
■ О В
а си ©
о с н
о
Ss
а) —
X Л
Я Ю
О. Й
© s
я
я
X
X
о
о
X
о
в
^ в
U Л ])
X Й И
5 «
Си £
в
н
Ь- X
о^
R
О
С
г;
Я
О
я
о
Си
rt X
еЗ
Си
О
Н
еЗ
©
S
о
Си|
С Си
о s
ю £
с- х
Е- С
U Си
X О
X Н
© и
в о
С- Й
со О-
гз О
о
О)
3*
X
л
X
X
в ■-
Я X
сЗ Си
X
©
о
о
X
н
о
о
X
в
©
Su
о
еЗ
Си
©
S р
Q. t-i
«О °
О)
X
о
X
в
X
ез
Я
S
в
о
ю
о
S
о
ОО
<7\
Си
В v
да в>
6 Си
В « ^ v_^
Я s Он —I
CQ
^§
сЗ
X
X
<
э
339
Пей-
*
о
о
о
со О
340
341
WW
СО
8
3
А
И
О
Q
л
а
к
s
п
и
ег
в>
К
и
О
с
а>
а>
S
X
X
о.
09
я
09
П
О
X
Си
S
а-
о
с:
к
ю
о
я
сз
н
и
о
о
а
и
о
СЗ
X
о
а.
н
м
ш
О
Си я.
н
х
о
о
а. w
о х
Н X
за <и
a
2
о
к *
о X
с; л
о «
О) 3
Си X
>> «5
►О а;
Си =
О
о в
» о
s п
>. 42
н
X
о
S
о
И
О,
й>
С
X
с:
о
н
х
х
СЗ
Си
X
о
ег.
<и
Си
С
W
X
X
X ©
О сз
S s
х a
= а.
е; а
СЗ
СЗ
О s
сЗ о
К
3
а
сЗ
е£
R
X
X
о
S
X
и
«О
с;
2 *
С сз
С X
X *
>,
5 с-
3 х
ю
г о
« о
* I
* Л
S си
Н с
: о
Си
зак
X
X
2
г—4
п
чере
X
го
СЗ
отк
н
о
'г-
П
ДОВ
о>
и;
о
О
\-i
«в
ННЫ
1^
а
О
стан
>>
X
«
ЧНЫ
о
m
о
Си
X
W.
бло
2
X
X
о
о
X
Л
к
CJ
►4
;зул
Oi
2ч
X
клапа
/—ч
«
орт
с
сз
со
. о
« X
X о
& Э
2 «
5 си
£ Си
ев О
со К
ag
2 I
£ * *
X о
£ Си
m e:
5 ° 5
S Си z
о <=>
Я О й
Н X со
09
X
X
3"
X
о.
с
g 09 В
о ю х
*&
09 О А
4) 5 Ь
- « о
£ а. х
09
X
се
о.
н
У
(Т)
342
туация относится к числу нарушений нормального рабочего режима,
предусмотренных проектом, и при нормальном функционировании всех
систем и выполнении всех требований правил эксплуатации никаких
аварийных последствий не должно было произойти.
Однако эксплуатация блока (еще до этого исходного события)
проводилась с нарушениями правил эксплуатации, в основном из-за
небрежности персонала. Наложение этих нарушений на отказ некоторых
устройств привело к возникновению и последовательному развитию
аварийного режима. Хотя три насоса аварийной системы подачи пита-
тельной воды в парогенераторы 9 были включены, вода в парогенера-
торы не поступала, так как задвижки 10 на линиях, соединяющих эти
насосы с парогенераторами, были закрыты во время текущего ремонта
и плановых испытаний, проводившихся на АЭС за две недели до аварии,
а персонал забыл их открыть по завершении ремонта. Контрольные
лампочки на щите управления, сигнализирующие о положении задвижек,
были завешены табличками. Сигнализация же о включении насосов
функционировала нормально. В результате персонал был убежден, что
питательная вода поступает в парогенераторы.
Развитие аварийного режима. Быстрое уменьшение подачи пита-
тельной воды в парогенераторы 1 привело к прекращению отвода теп-
лоты от первого контура. Реактор же 4 еще работал с номинальной
мощностью. В результате стало повышаться давление в первом контуре.
Через несколько секунд оно превысило допустимый уровень, что при-
вело к открытию предохранительного (разгрузочного) клапана 6 с меха-
ническим приводом, установленного на компенсаторе давления J. Через
этот клапан часть теплоносителя из компенсатора давления отводилась
в барботер 7 (см. рис. 8.13, а). Из-за повышения давления в первом
контуре до 17 МПа через 9 с после исходного события сработала система
аварийной защиты реактора, прекратившая цепную реакцию. Однако,
как и должно быть, продолжалось остаточное тепловыделение.
Продолжавшийся подвод теплоты со стороны первого контура при
отсутствии подвода питательной воды привел к выкипанию воды в паро-
генераторах. Из-за малой аккумулирующей способности парогенера-
торов этого типа осушение парогенераторов произошло достаточно
быстро (через 30-60 с), что практически полностью прекратило на
несколько минут отвод теплоты в парогенераторах от первого контура.
После открытия предохранительного клапана 6 давление в первом
контуре стало снижаться. К 13-й секунде оно понизилось до значения
при котором предохранительный клапан должен был автоматически
закрыться. Однако клапан не закрылся, хотя индикатор положения
соленоида закрывающего клапан, на блочном щите управления пока-
зывал что соленоид сработал. В результате персонал в течение несколь-
ких часов не знал о продолжающейся утечке теплоносителя из первого
контура. Отказ предохранительного клапана создал аварийную ситуацию,
343
Рис. 8-13. Развитие аварии на энергоблоке АЭС "Три-Майл-Айленд": а - потеря
теплоносителя ( интервал времени от начала аварии 6 —20 мин) ; б - продолжение
падения давления ( в интервале 20 мин - 2 ч от начала аварии); в - разогрев
активной зоны ( в интервале 2 - 6 ч от начала аварии)
/-парогенератор; 2 - ГЦН; 3 - гидроаккумулятор САОЗ; 4- реактор; 5 - ком-
пенсатор давления; 6—предохранительный клапан; 7-барботер; 8—насос САОЗ;
9 - аварийные питательные насосы; 10 — задвижка; 11 — питательный насос;
12 - конденсатный насос; 13 конденсатор; 14 - генератор; 15 - турбина;
16 - бак САОЗ
которую можно отнести к малым течам из первого контура (см. § 8.3).
Из-за продолжавшейся утечки теплоносителя давление в первом контуре
продолжало снижаться. При его снижении до 12 МПа произошло автома-
тическое включение САОЗ. Сначала из гидроаккумуляторов 3, затем
с помощью насосов 8 из бака 16 в активную зону стала подаваться
холодная борированная вода.
На протяжении всего времени после исходного события наблюдался
рост уровня в компенсаторе давления сначала из-за расширения воды
при ее разогреве, затем из-за кипения воды при понижении давления
и ухудшении теплоотвода от первого контура. К тому же, впоследствии
было установлено, что уровнемер давал неправильные показания, завы-
шая фактические значения. Подъем уровня продолжался и после сраба-
тывания САОЗ. Не зная, что предохранительный клапан 6 открыт,
а задвижки 10 закрыты, операторы неверно оценили обстановку и при-
345
чины повышения уровня. Считая его причиной работу САОЗ и опасаясь,
что в компенсаторе давления не останется пара и будет потеряно эффек-
тивное средство регулирования давления в первом контуре, операторы
допустили серьезную ошибку, приняв решение остановить один, а затем
второй из трех насосов САОЗ. Оставшийся в работе насос давал лишь
небольшой поток воды в систему первого контура, недостаточный для
его эффективного охлаждения. Эта ошибка персонала во многом опре-
делила характер аварии и ее масштаб.
Поступающая из САОЗ и вытесняемая из активной зоны вследствие
парообразования в ней вода к 6-й минуте полностью заполнила компен-
сатор давления. Из-за повышения давления в барботере 7 теплоноситель,
сорвав предохранительную мембрану, начал вытекать в приямок реак-
торного зала и оттуда откачиваться дренажными насосами за пределы
защитной оболочки в различные резервуары для жидких отходов, распо-
ложенные во вспомогательных зданиях. Одновременно происходило
парообразование в приямке. Образовавшийся там слабо радиоактивный
пар распространялся под оболочкой, постепенно повышая давление под
ней.
На 8-й минуте операторы обнаружили, что питательная вода не посту-
пает в парогенераторы, и, открыв задвижки 10, возобновили подачу
питательной воды. Вследствие этого определяющим в развитии аварий-
ного режима оказалось не нарушение подачи питательной воды, а зависа-
ние в открытом положении предохранительного клапана компенсатора
давления. На 18-й минуте первичные измерительные преобразователи
вентиляционной системы зафиксировали повышение радиоактивности,
обусловленное выбросом слаборадиоактивного теплоносителя первого
контура. Дренажные насосы были остановлены на 38-й минуте, до того,
как произошло серьезное повреждение топлива. Поэтому вынос радиоак-
тивных веществ за пределы защитной оболочки был относительно мал.
К 20-й минуте параметры теплоносителя в первом контуре стабилизиро-
вались в состоянии насыщения (7 МПа и 663 К).
Через 1 ч 14 мин после начала аварии из-за сильной вибрации, низ-
кого давления в системе, опасаясь повреждений ГЦН и трубопроводов,
операторы остановили главные циркуляционные насосы 2 одной из
петель первого контура, а через 1 ч 40 мин — другой. В результате пре-
кратилась принудительная циркуляция воды в первом контуре (см.
рис. 8.13, б). При этом первый контур должен был перейти к режиму
естественной циркуляции, на что и рассчитывали операторы, не знавшие
к этому моменту об утечке теплоносителя через незакрытый предо-
хранительный клапан. Естественная циркуляция теплоносителя обеспе-
чила бы надежный отвод теплоты, выделяющийся за счет остаточных
тепловыделений. Однако к этому моменту было потеряно примерно
две трети запаса воды в первом контуре. Из-за наличия паровых полос-
тей в обеих петлях первого контура естественная циркуляция не была
установлена. Полное прекращение циркуляции в первом контуре при-
346
вело к интенсивному выкипанию воды в активной зоне реактора, вслед-
ствие чего произошло обнажение твэлов и начался их разогрев (см.
рис. 8.13,в).
Ликвидация аварийного режима. Через 2,5 ч после начала аварии
операторы закрыли запорный (блокирующий) клапан на линии, связы-
вающей компенсатор с барботером. На блочном щите управления была
информация о срабатывании соленоида, закрывающего предохранитель-
ный клапан, но отсутствовала информация о положении самого клапана.
Персонал в течение всего этого времени, не располагая достоверной
информацией, работал в уверенности, что клапан закрыт, и принимал
решения, исходя из этого. После закрытия запорного клапана, установ-
ленного последовательно с предохранительным, вытекание теплоноси-
теля из первого контура прекратилось. Даже в этот момент у опера-
торов была возможность предотвратить дальнейшее развитие аварии
включением насосов САОЗ. Однако они еще в течение часа не сделали
этого, вследствие чего часть активной зоны разогрелась до 2473 К,
что привело к значительному разрушению топлива, растворению
диоксида урана цирконием и стеканию этой массы вниз. Высокая темпе-
ратура топлива привела к пароциркониевой реакции, в результате кото-
рой в верхней части реактора начал скапливаться водород, проникавший
вместе с паром далее в парогенераторы и компенсатор давления. Практи-
чески весь материал оболочек прореагировал с паром. Оставшееся без
оболочек топливо осыпалось вниз. Состояние поврежденной активной
зоны реактора показано на рис. 8.14. Скопление осыпавшегося топлива
в 200—400 раз увеличило гидравлическое сопротивление активной зоны,
что в дальнейшем сильно препятствовало восстановлению циркуляции
теплоносителя.
Через 3 ч после начала аварии была зафиксирована высокая радио-
активность в первом контуре и на АЭС было объявлено аварийное поло-
жение. Еще через полчаса было объявлено общее аварийное положение
из-за высокого уровня радиации в зданиях реакторном, вспомогатель-
ном и перегрузки топлива. В это же время предпринимались попытки
наладить циркуляцию в первом контуре. Попытка запустить ГЦН оказа-
лась неудачной из-за начавшейся кавитации и вибрации. Через 3 ч 20 мин
включением пассивной системы САОЗ удалось прекратить разогрев
активной зоны, начав ее затопление и охлаждение.
Предпринимавшиеся в течение нескольких часов попытки ликви-
дировать образовавшиеся в первом контуре паровые полости путем
повышения давления пассивным впрыском воды из гидроаккумуля-
торов 3, наладив за счет этого отвод теплоты от теплоносителя первого
контура в парогенераторах, оказались безуспешными. Поэтому персонал
изменил план действий. Открытием запорного клапана давление было
снижено до уровня 4,1 МПа, при котором включились гидроаккумуля-
торы, но в корпус было инжектировано лишь незначительное количество
347
воды. Во время открытия запорного клапана через остававшийся все
время открытым предохранительный клапан 6 в реакторный зал было
выпущено значительное количество водорода. Через 9 ч 50 мин
произошло воспламенение водородно-воздушной смеси под защитной
оболочкой. Обусловленное этим повышение давления привело к вклю-
чению насосов, разбрызгивающих воду под защитной оболочкой. Через
6 мин они были выключены.
Рис. 8.14. Состояние поврежденной активной зоны реактора
1 - повреждение внутриреакторных конструкций; 2 - повреждения верхней
плиты; 3 - каверна в верхней части активной зоны ( примерно 30% объема зоны);
верхний слой частично сплавленных фрагментов ТВС из частиц размером
более 1 мм; 5 - корка металл - топливо толщиной 10 - 15 см; б - расплавлен-
ный материал ( смесь топлива и металла оболочки); 7 - неповрежденные части
ТВС; 8 - слой разрушенных твэлов и их оболочек ( примерно 16% массы актив-
ной зоны); 9 - застывшая часть расплава топлива и оболочек
Дальнейшие длительные попытки снизить давление в первом кон-
туре до значения, при котором можно было бы включить насосы САОЗ,
были безуспешными, и через 11 ч после начала аварии запорный клапан
снова был закрыт. В течение последующих двух часов реактор оставался
без сколько-нибудь эффективного охлаждения.
Через 13 ч 30 мин после начала аварии постоянным впрыском воды
из системы высокого давления удалось начать постепенное повышение
давления в первом контуре, что позволило почти через 16 ч после начала
348
аварии включить ГЦН, восстановив поток теплоносителя через реакторы
и стабильное охлаждение активной зоны.
Во время аварии вследствие пароциркониевой реакции образовалось
около 1000 кг водорода, скопившегося в основном в верхней области
реактора над активной зоной, что создавало угрозу взрыва. Удаление
водородного пузыря продолжалось 8 дней. При этом использовались
два метода: адсорбирование газа водой первого контура с отводом
воды в барботер, находящийся практически при атмосферном давлении,
где водород высвобождался и, пройдя систему очистки, через вентиля-
ционную трубу выпускался в атмосферу, а также удаление с помощью
электронагревателей водорода из теплоносителя, находящегося в ком-
пенсаторе давления, и выпуск его через запорный клапан. Месяц спустя
после начала аварии удалось перейти к естественной циркуляции, оста-
новив ГЦН, которые к этому времени выделяли теплоту, превышающую
остаточное тепловыделение.
Уроки аварии. По мнению комиссии, назначенной президентом США,
и многих специалистов, анализировавших аварию, непосредственной
причиной аварии была ошибка оперативного персонала, отключившего
насосы САОЗ и тем на длительный срок оставившего первый контур
без циркуляции теплоносителя. Сопутствующими причинами были
отказы оборудования (заклинивание предохранительного клапана
компенсатора давления), недостатки блочного щита управления, про-
счеты в подготовке операторов, грубые нарушения правил технической
эксплуатации (длительная работа энергоблока при номинальной мощ-
ности с закрытыми задвижками аварийной подачи питательной воды
к парогенераторам; отсутствие порядка на блочном щите управления,
в результате чего не были видны индикаторы положения задвижек
аварийных питательных насосов). Совокупность этих факторов пере-
вела нарушение нормального режима эксплуатации, на которое рассчи-
таны все блоки, в тяжелую аварию, превосходящую рамки максималь-
ной проектной аварии.
Авария привела к тяжелым последствиям. Среди них — полное
разрушение активной зоны. По имеющимся данным американских
специалистов, только очистка корпуса реактора от загрязнения стоила
около 1 млрд. долларов. Пока еще не решен вопрос, целесообразно ли
восстановление реактора и его возвращение в эксплуатацию или же
он будет демонтирован и захоронен. Авария сопровождалась значи-
тельным радиоактивным выбросом. Однако защитная оболочка позво-
лила удержать большую часть радиоактивных нуклидов под нею, что
существенно ослабило повышение радиоактивности за пределами АЭС
Суммарный радиоактивный выброс в атмосферу составил 1,1 • 1017 Бк.
Эта радиоактивность в основном была обусловлена активностью благо-
родных газов (криптона и ксенона) и лишь в незначительной мере иода.
Все радиоактивные изотопы (кроме 85Кг с периодом полураспада 10 лет)
были короткоживущими. Принятые меры по обеспечению радиационной
349
безопасности оказались достаточными, чтобы предотвратить опасную
для населения утечку радиоактивности.
Авария на Чернобыльской АЭС
Возникновение аварийной ситуации. 26 апреля 1986 г. в 1 ч 23 мин
на четвертом блоке Чернобыльской АЭС произошла тяжелая авария
с разрушением активной зоны реактора и части здания, в котором он
находился [26, 24, 37]. Станция состояла из четырех энергоблоков
с кипящими водографитовыми реакторами РБМК-1000 канального
типа тепловой мощностью 3200 МВт каждый. Вэакторы РБМК, как
отмечалось в гл. 3, обладают положительным паровым коэффициентом
реактивности. Недостатком реакторов данного типа является также
пространственная неустойчивость нейтронного потока. Система управ-
ления и защиты реактора включала в себя 211 стержней-поглотителей
(см. рис. 3.11). При срабатывании A3 все стержни вводились в активную
зону со скоростью 0,4 м/с. Предписанный запас реактивности для реакто-
ров РБМК-1000 был равен 30 стержням PP.
Конструктивный недостаток органов СУЗ состоял в том, что длина
поглотителя (6,2 м) и вытеснителя (4,6 м) была меньше высоты актив-
ной зоны (7 м). В результате при опускании стержней из крайнего
верхнего положения столб воды в нижней части каналов СУЗ заменялся
вытеснителем, что могло привести к появлению положительной реактив-
ности, а не отрицательной, которая ожидается при опускании стержней
СУЗ. В наибольшей мере это проявляется, если поле энерговыделения
смещено в нижнюю часть активной зоны. Недостаточной была также
скорость ввода органов СУЗ в активную зону.
Отмеченные недостатки нейтронно-физических процессов, орга-
нически присущие данному классу реакторов, конструктивные недо-
статки органов СУЗ в сочетании с неправильными действиями эксплуата-
ционного персонала привели к тяжелой аварии. Отсутствие защитной
оболочки обусловило распространение радиоактивных выбросов на
большие территории.
Для отвода остаточного тепловыделения реактора РБМК предназна-
чена система аварийного охлаждения реактора (САОР), подающая при
авариях, требующих интенсивного охлаждения активной зоны, необхо-
димое количество воды в технологические каналы. В САОР могут вво-
диться при необходимости поглотители нейтронов. Система защиты от
превышения давления в реакторном пространстве при аварийных
ситуациях обеспечивает отвод части пара в бассейн-барботер для его
конденсации. Система локализации аварий, предназначенных для лока-
лизации радиоактивных выбросов при разуплотнениях трубопроводов
контура охлаждения реактора (кроме пароводяных коммуникаций
верхних трактов технологических каналов и той части опускных труб,
которая находится в помещении барабанов-сепараторов, а также трубо-
проводов парогазовых сбросов из реакторного пространства) , включает
в себя систему герметических помещений (в их числе плотные боксы,
рассчитанные на избыточное давление 0,45 МПа). Помещения боксов
и парораспределительные коридоры соединены пароотводящими кана-
лами с барботажно-конденсационным устройством.
Авария произошла в процессе планового останова энергоблока
на средний ремонт. К моменту останова активная зона содержала
1659 ТВС со средним выгоранием 10,3 МВт • сут/кг, 1 дополнительный
поглотитель и 1 незагруженный канал. Основную часть ТВС (75%)
составляло топливо первой загрузки с выгоранием 12—15 МВт • сут/кг.
С процессом останова были совмещены испытания одного из турбо-
генераторов в режиме выбега с нагрузкой собственных нужд. Целью
этих испытаний была экспериментальная проверка возможностей исполь-
зования механической энергии ротора останавливающегося турбогене-
ратора для электроснабжения механизмов собственных нужд, прежде
всего ГЦН и насосов аварийного охлаждения, в условиях полного обес-
точивания АЭС (например, при аварии в энергосистеме с полным ее
развалом). Такое использование энергии выбега ротора представляется
вполне рациональным, позволяя сохранить электропитание до запуска
резервных источников.
Сам по себе факт совмещения испытаний с плановым остановом
блока представляется достаточно разумным, несомненно, при соблюде-
нии установленных правил проведения испытаний и принятии дополни-
тельных мер безопасности. Подобные испытания не впервые проводились
на Чернобыльской АЭС. В предшествующих испытаниях не был до-
стигнут ожидаемый эффект из-за слишком быстрого падения тока
возбуждения генератора и обусловленного этим снижения напряжения
на шинах генератора. В новой серии испытаний предусматривалось устра-
нение этого недостатка с помощью специального регулятора магнитного
поля генератора.
Однако уже на стадии разработки программы был допущен ряд
грубых нарушений действующих правил. Корень ошибок, ставших одной
из причин трагедии, заключался в том, что эксперимент сочли чисто
электротехническим, не влияющим на ядерную безопасность реактора.
Вследствие этого не было уделено должного внимания безопасности
реактора в процессе испытаний. Программой не только не были преду-
смотрены дополнительные меры безопасности, но даже снижены суще-
ствующие штатные меры. Так, программой предписывалось отключение
САОР на весь период испытаний (более 4 ч). Это связано с тем, что при
разработке программы испытаний предполагалось, что при падении
тепловой мощности реактора до 700-1000 МВт будет прекращена подача
пара ко второй турбине и начнется выбег турбогенератора. Чтобы исклю-
чить срабатывание САОР в ходе эксперимента, программа предусматри-
вала заблокировать ее, а электрическую нагрузку насосов САОР имити-
ровать подключением к турбогенератору двух ЩН в дополнение
к шести, работавшим до того. Этот пункт программы содержит сразу
351
две ошибки. Во-первых, отключение САОР было необязательным для
достижения цели испытаний. Во-вторых, и это главное, подключение
дополнительных ГЦН к останавливающемуся генератору усилило связь,
казалось бы, чисто электротехнического эксперимента с нейтронно-
физическими процессами в реакторе. Если уж действительно требо-
валось имитировать нагрузку, то для этой цели нельзя было исполь-
зовать ГЦН, а следовало выбрать другие потребители энергии. Персонал
не был готов к этим испытаниям, не знал о возможных опасностях.
Кроме того, уже во время останова блока и проведения испытаний
персонал допускал отклонения как от регламента эксплуатации, так
даже и от этой программы, создавая тем самым предпосылки для воз-
никновения и усугубления аварийной ситуации.
25 апреля в 1 ч персонал приступил к снижению мощности реактора,
работавшего в номинальном режиме. В 13 ч 05 мин при тепловой мощ-
ности реактора 1600 МВт был отключен от сети первый турбогенератор.
Электропитание системы собственных нужд (4 ГЦН, 2 питательных
электронасоса и др.) было переведено на шины оставшегося в работе
турбогенератора. В 14 ч в соответствии с программой испытаний была
отключена САОР. Однако по требованию диспетчера энергосистемы
дальнейшее снижение мощности было задержано, и более 9 ч реактор
в нарушение регламента эксплуатации работал при половинной мощ-
ности с отключенной САОР.
Во время работы с половинной мощностью происходил процесс
нестационарного ксенонового отравления реактора. Компенсация
обусловленной этим отрицательной реактивности, необходимая для
поддержания мощности неизменной, производилась выдвижением
из активной зоны стержней-поглотителей СУЗ, что последовательно
уменьшало оперативный запас реактивности. В 23 ч 10 мин, т.е., по су-
ществу, в момент времени, соответствующий максимальной глубине
йодной ямы, снижение мощности блока было продолжено.
Развитие аварийного режима. Программой испытаний было преду-
смотрено провести испытания с выбегом турбогенератора, сохранявшего
нагрузку собственных нужд при тепловой мощности реактора
700—1000 МВт. Однако после отключения системы ЛАР, в момент
времени 0 ч 28 мин 26 апреля (рис. 8.15, а), производившегося
в соответствии с регламентом эксплуатации реактора при малой мощ-
ности, оператору не удалось достаточно быстро устранить возникший
при этом разбаланс измерительной части автоматических регуляторов,
в результате чего тепловая мощность реактора снизилась до 30—40 МВт.
В течение всего этого времени продолжалось нестационарное ксено-
новое отравление, что уменьшило оперативный запас реактивности
до уровня, значительно меньшего предельного допустимого (равного
15 стержням РР), при котором реактор должен быть немедленно оста-
новлен.
352
Однако персонал вместо того, чтобы немедленно остановить реак-
тор, решил проводить испытания и для этого вернуть реактор к мощ-
ности, предусмотренной программой испытаний, начав выводить остав-
шиеся стержни СУЗ из активной зоны. В результате этого к часу ночи
26 апреля 1986 г. была достигнута тепловая мощность примерно равная
200 МВт. При этом часть стержней СУЗ оказалась в крайнем верхнем,
а часть — в крайнем нижнем положении.
Хронология развития аварийного режима приведена на рис. 8.15.
Состояние реактора и контура многократной принудительной цирку-
ляции (КМПЦ) в моменты времени 0 ч 28 мин и 1 ч 00 мин характери-
зуется рис. 8.15, а и 6. В соответствии с программой испытаний к шести
работавшим ЩН дополнительно были подключены еще два
(рис. 8.15, в). Одна из целей подключения состояла в том, чтобы по
окончании эксперимента, в котором в режиме выбега должны были
работать четыре ГЦН, после их полного останова в работе остались еще
четыре ЩН, которые охлаждали бы активную зону. Однако в момент
подключения ЩН уровень тепловой мощности реактора был суще-
ственно ниже предусмотренного программой, йбота при такой низкой
мощности с восемью включенными ЩН является грубым нарушением
регламента эксплуатации. Вследствие того что суммарный расход воды
превысил допустимый для такой мощности предел, уменьшилось паро-
образование в технологических каналах, стало снижаться давление
в барабанах-сепараторах , на величину ДЛ понизился уровень в них
(исходный уровень указан на рис. 8.15, в штриховой линией). Попытки
персонала вручную поддерживать эти параметры, увеличив подачу пита-
тельной воды (рис. 8.15, г) , не увенчались успехом. Чтобы не допустить
останова реактора, персонал заблокировал сигналы A3 по давлению
и уровню в барабанах-сепараторах, сняв еще одну систему обеспечения
безопасности. Уменьшение парообразования на этом этапе развития
аварийного режима вносило отрицательную реактивность, что приводило
к еше большему выдвижению вверх стержней АР.
В 1 ч 19 мин 30 с (рис. 8.15, г) уровень воды в барабанах-сепара-
торах, пониженный ранее на ДЛ , начал расти. Из-за притока относи-
1ельно холодной питательной воды в активную зону там практически
прекратилось парообразование, что вплотную приблизило опасность. При
малом количестве пара в технологических каналах образование 1% пара
по массе увеличивает объемное паросодержание на 20%, что превышает
обычную долю пара в каналах, создавая ситуацию, когда вклад паро-
вого эффекта реактивности может оказаться столь большим, что нач-
нется саморазгон реактора. Между тем оперативный запас реактивности
в результате предшествующих действий оператора оказался чрезмерно
малым. В 1 ч 19 мин 58 с давление продолжало падать, что привело к за-
крытию БРУ-К. Это несколько замедлило падение давления, но не оста-
новило его.
12 В. А. Иванов
353
a) 6)
Парк турбине т 10 Питательна* В6
абтоматичес- ^—Л бода
кого ре гул и- -_ _ '_ *—^л ^-, 2,
=^^^£^^^\ роВания
«=о
ъзз-зт
О ч 26 мин
Резервные
ГЦН
гг*!
1ч 00 мин
6)
^3
:ezhz£E3
Стержни г)
ручного
регулирования о= "Ч
и аварийной. "> I __.
защиты ~ 15^
Вверх
t
7v #л«/// J0c
<?;
в)
шение
расхода
7v 21 мин 50с
■/v 22мин Ь5с
Рис. 8.15
354
» У Закрыто
1ч 23 мин ОЬс
1ч 23мин 30с
7v 23мин *Юс
1ч 23мин №с
пар
^-—-^1 Вода
о —„-
зе^ пароводяная смесь
Рис.8.15- Развитие аварийного режима на четвертом блоке Чернобыльской АЭС:
а - 0 ч 28 мин 26 апреля 1986 г.; б - 1 ч 00 мин; в - 1 ч 07 мин; г — 1 ч 19 мин
30 с; д - 1 ч 21 мин 50 с; е — 1 ч 22 мин 45 с; ж - 1 ч 23 мин 04 с; з — 1ч 23 мин
30 с; и - 1 ч 23 мин 40 с; к - 1 ч 23 мин 44 с
1 — графитовая кладка реактора; 2 — технологический канал с твэлами; 3 — канал
со стержнями-поглотителями СУЗ; 4 - стержень АР; 5 - графитовый вытесни-
тель; 6 — барабан-сепаратор; 7— ГЦН; 8 — стержни
В 1 ч 21 мин 50 с (рис. 8.15, д) уровень воды в барабанах-сепара-
торах значительно повысился. Так как это было достигнуто четырех-
кратным увеличением расхода питательной воды, оператор резко сокра-
тил ее подачу. В 1 ч 22 мин 10 с в контур стало поступать меньше недо-
гретой воды, что несколько усилило парообразование, стабилизировав
уровень в барабанах-сепараторах. При этом, естественно, высвободилась
положительная реактивность, но она была тут же скомпенсирована
стержнями АР. В 1 ч 22 мин 30 с расход питательной воды снизился
355
в большей мере, чем требовалось, до двух третей нормального расхода.
Этого не удалось предотвратить из-за недостаточной эффективности
системы управления, не предназначенной для нестандартного режима.
Так серией действий персонала реактор оказался в необычном,
не регламентном состоянии. В 1 ч 22 мин 30 с на распечатке, выдаваемой
информационно-измерительной системой, была выдана информация,
что оперативный запас реактивности по меньшей мере вдвое ниже мини-
мального значения, требующего немедленного останова реактора. Од-
нако персонал, решавший задачу стабилизации реактора, по-видимому,
просто не успел ознакомиться с этими данными.
В 1 ч 22 мин 45 с расход питательной воды и паросодержание в тех-
нологических каналах наконец стабилизировались, а давление стало
медленно повышаться (рис. 8.15, е). Вэшив, что реактор возвратился
в стабильный режим, персонал начал испытания. В 1 ч 23 мин 04 с
(рис. 8.15, ж) были закрыты стопорно-регулирующие клапаны второй
турбины. Имевшаяся аварийная защита реактора, которая должна была
немедленно остановить его по факту закрытия стопорных клапанов
обеих турбин, была заблокирована персоналом, чтобы иметь возмож-
ность повторить испытания, если первая попытка окажется неудачной,
хотя программой испытаний, не говоря уже о регламенте эксплуатации,
такая блокировка не предусматривалась. Из-за блокировки A3 реактор
продолжал работать с тепловой мощностью около 200 МВт. Закрытие
клапанов турбины привело, с одной стороны, к повышению давления
в барабанах-сепараторах, а с другой — к уменьшению подачи воды в реак-
тор, так как четыре из восьми ПДН получали электропитание от оста-
навливающегося турбогенератора. В результате взаимодействия этих
противоположно направленных факторов высвободилась положитель-
ная реактивность, вследствие чего начала повышаться тепловая мощ-
ность реактора (рис. 8.15, з) . Через 3 с она превысила 530 МВт, а период
реактора стал намного меньше 20 с. Положительный паровой коэффи-
циент реактивности способствовал неблагоприятному развитию аварий-
ного режима. Лишь эффект Доплера в некоторой мере компенсировал
непрерывно высвобождавшуюся положительную реактивность.
Только в этот момент персонал осознал наконец меру опасности,
и в 1 ч 23 мин 40 с начальник смены дал команду нажать кнопку АЗ-5
(рис. 8.15, и), по сигналу которой в активную зону вводятся все регу-
лирующие стержни и стержни A3. Это было последней попыткой
предотвратить аварию, последним действием персонала до взрыва и по-
следней из множества вызвавших его причин. Каждый из стержней-
поглотителей СУЗ имеет расположенный ниже его вытеснитель — алю-
миниевый цилиндр, заполненный графитом, поглощающий нейтроны
в значительно меньшей мере, чем вода. Когда стержень СУЗ находится
в верхнем положении, нижний конец вытеснителя поднят на 1,25 м выше
нижней границы активной зоны. В самой нижней части каналов СУЗ
находилась вода, почти не содержавшая пара. По команде АЗ-5 стержни-
356
поглотители начали входить в верхнюю часть активной зоны, еще прак-
тически не внося отрицательной реактивности. Вытеснители же, пройдя
при этом всю нижнюю часть активной зоны и вытеснив из каналов СУЗ
находившуюся там воду, внесли положительную реактивность. При
проектировании реактора и выборе конструкции стержней СУЗ и вытес-
нителей считалась невероятной работа реактора с оперативным запасом
реактивности, меньшим предельного допустимого, когда практически
все стержни и связанные с ними вытеснители одновременно пойдут
вниз из крайнего верхнего положения.
Введение большой положительной реактивности под действием
вытеснителей привело к скачкообразному росту мощности реактора
и интенсивному парообразованию. Стержни СУЗ остановились, пройдя
лишь два-три метра. Оператор обесточил муфты сервоприводов, чтобы
стержни упали в активную зону под действием собственной тяжести.
Однако это не дало эффекта. Под влиянием нараставшей положительной
реактивности начался саморазгон реактора на мгновенных нейтронах.
К 1 ч 23 мин 44 с (рис. 8.15, к) мощность цепной реакции в сто раз
превысила номинальную. Продолжавшееся снижение расхода воды
технологическими каналами при непрерывно нараставшей тепловой
мощности реактора сопровождалось интенсивным парообразованием,
а затем кризисом теплоотдачи, разогревом топлива и его разрушением.
Бурное вскипание теплоносителя, в который попали частицы разру-
шенного топлива, привело к резкому повышению давления в технологи-
ческих каналах, их разрыву и взрыву, разрушившему реактор. След-
ствием этого явился выброс активных продуктов деления во внешнюю
среду. Парообразование и резкое повышение температуры в активной
зоне создали условия для возникновения пароциркониевой и других
химических экзотермических реакций. Спустя 2 с после первого взрыва
произошел второй, причиной которого, по мнению многих специалистов,
было образование смесей кислорода с водородом и оксидом углерода.
При этом разрушилась часть здания реакторного цеха, наружу было
выброшено из реактора около четверти графита и часть топлива. В этот
момент цепная реакция прекратилась. Очевидцами наблюдалось прояв-
ление химических реакций в виде фейерверка вылетающих из реактора
раскаленных и горячих фрагментов. Часть их, упав на крышу машинного
зала, вызвала пожар.
С момента аварии не прекращается дискуссия о природе взрывов
на Чернобыльской АЭС [37]. Взрывы принято классифицировать по
природе запасенной энергии и механизму ее быстрого высвобождения.
При химических взрывах высвобождается энергия межатомных связей,
при ядерных — энергия атомного ядра. По механизму высвобождения
энергии взрывы разделяют на тепловые и цепные. При тепловых взрывах
высвобождение энергии связано с температурой: чем больше высво-
бождается энергии, тем большей становится температура, а ее рост,
в свою очередь, способствует дальнейшему высвобождению энергии.
357
При цепных взрывах энергия высвобождается элементарными актами,
каждый из которых инициирует несколько новых посредством выде-
ления нескольких нейтронов в исходном акте.
Авария на Чернобыльской АЭС, связанная с совокупностью разно-
родных процессов, не поддается элементарной классификации. Второй,
самый мощный и разрушительный взрыв был типично химическим.
По природе запасенной энергии первый взрыв следовало бы отнести
к ядерным, так как при саморазгоне реактора выделялась энергия
деления ядер урана. По механизму же высвобождения энергии взрыв
был тепловым, обусловленным тем, что система охлаждения реактора не
справилась с отводом теплоты, вследствие чего увеличилось объемное
паросодержание. Но в этом механизме присутствуют элементы ядерного
взрыва, так как положительная обратная связь по тепловыделению
замыкалась через паровой эффект реактивности и цепной процесс деле-
ния урана, причем роль этого эффекта резко возросла в период разгона
реактора на мгновенных нейтронах.
Наконец, по поражающим факторам авария на Чернобыльской АЭС
имела два, присущих ядерным взрывам, — проникающую радиацию
и радиоактивное заражение, но в ней не было двух других, характерных
для ядерных взрывов факторов — ударной волны и светового излучения.
Принципиальное отличие чернобыльской аварии от взрыва атомной
бомбы состоит в том, что в последней радиоактивные осколки рожда-
ются в момент взрыва, в чернобыльской же аварии были выброшены
радиоактивные продукты деления, накопившиеся под оболочками твэ-
лов за весь период нормальной работы реактора с начала топливной
кампании. Вследствие этого, уступая более чем на пять порядков хиро-
симскому взрыву по энергии механических разрушений, чернобыльская
авария превосходит его более чем на два порядка по радиоактивному
заражению долгоживущими нуклидами.
В связи с изложенным неправомерно без дополнительных уточнений
называть чернобыльскую аварию ядерным взрывом, а тем более про-
водить аналогию между Чернобылем и Хиросимой. Вместе с тем нельзя
категорически отрицать присутствие в механизме ее развития элементов
ядерной природы взрыва. Следует четко уяснить, что главная опасность
при авариях на АЭС связана не с ядерным взрывом, а с утечкой радиоак-
тивных продуктов деления (образование которых вовсе не связано
со взрывом, а является результатом нормальной работы АЭС) и с радио-
активным заражением местности.
Послеаварийный режим. В результате взрывов в реакторе и выброса
разогретых фрагментов его активной зоны на крыши некоторых поме-
щений служб реакторного отделения, деаэраторной этажерки и машин-
ного зала возникло свыше 30 очагов горения. Повреждение отдельных
маслопроводов, короткие замыкания в электрических кабелях и интен-
сивное тепловое излучение от реактора привели к образованию очагов
пожара в машинном зале, реакторном зале и в примыкающих к нему
358
частично разрушенных помещениях. Возникла угроза распространения
пожара на соседний, третий блок, турбогенераторы которого распо-
ложены в том же машинном зале, что и турбогенераторы аварийного,
четвертого блока. Пожар удалось ликвидировать к 5 ч утра. В 5 ч
26 апреля был остановлен третий блок, а в 1 ч 13 мин и 2 ч 13 мин
27 апреля — первый и второй блоки.
В момент взрыва цепная реакция в активной зоне аварийного реак-
тора прекратилась. Вместе с тем оказалась полностью разрушенной
система ее охлаждения. Изменение температуры топлива в первые после
аварии дни носило немонотонный характер. Согласно оценкам спе-
циалистов [26] в момент взрыва произошел разогрев топлива
до 1600—1800 К. В течение последующих нескольких десятков минут
температура топлива снизилась в результате отдачи теплоты графи-
товой кладке и конструкциям реактора. В дальнейшем температура
топлива стала повышаться под воздействием остаточного тепловыде-
ления. К 4—5 мая температура топлива стабилизировалась, а затем
стала снижаться из-за охлаждения потоком атмосферного воздуха.
Соприкосновение графита с пароводяной смесью, а затем
с атмосферным воздухом привело к возгоранию графита. Это создавало
опасность расплавления топлива, оставшегося в реакторе, концентриро-
вания части расплавленного топлива в нижней области активной зоны,
образования за счет этого критической массы и возникновения само-
произвольной цепной реакции. Попытка снизить температуру в шахте
реактора и предотвратить разгорание графитовой кладки с помощью
аварийных и вспомогательных питательных насосов не дало желаемого
эффекта. Вследствие этого было принято решение локализовать очаг
аварии забрасыванием с вертолетов шахты реактора теплоотводящими
и фильтрующими материалами (соединениями бора, доломитом, песком,
глиной, свинцом). С 27 апреля по 10 мая было сброшено около 5000 т
материалов, в результате чего шахта реактора была покрыта слоем
сыпучей массы, интенсивно адсорбирующей аэрозольные частицы. Одно-
временно с целью уменьшения температуры и снижения концентрации
кислорода в пространство под шахтой реактора подавался азот от комп-
рессорной станции. К 6 мая прекратился рост температуры в шахте
реактора и началось ее снижение под воздействием стабильного кон-
вективного потока воздуха через активную зону в атмосферу.
В дальнейшем вокруг аварийного реактора с целью его консервации
было возведено специальное укрытие, изолировавшее его. При этом
было обеспечено надежное охлаждение реактора и оснащение комплек-
сом информационно-измерительных средств, с помощью которых произ-
водится контроль за протекающими там процессами, за температурным
и радиационным состоянием реактора.
Авария сопровождалась значительным выбросом за пределы аварий-
ного блока АЭС радиоактивных нуклидов. Выброс представлял собой
растянутый во времени процесс, состоявший из нескольких стадий.
359
Первая стадия связана с выбросом диспергированного топлива из раз-
рушенного реактора. Состав радионуклидов был примерно таким же,
как в облученном топливе, но был обогащен летучими изотопами иода,
теллура, цезия, благородных газов. На второй стадии (с 26 апреля по
2 мая 1986 г.) потоком горячего воздуха и продуктами горения графита
из реактора выносилось мелкодиспергированное топливо. Мощность
выброса за пределы аварийного блока уменьшалась мерами, прини-
маемыми по прекращению горения графита и по фильтрации выброса.
На третьей стадии (2—6 мая) было отмечено быстрое нарастание мощ-
ности выхода продуктов деления за пределы активной зоны. Причина
этого — разогрев топлива до температур выше 1973 К остаточным тепло-
выделением. При этом в результате зависящей от температуры миграции
продуктов деления и химических превращений диоксида урана про-
исходили утечка продуктов деления из топливной матрицы и вынос
их в аэрозольной форме на продуктах сгорания графита. Специальные
меры привели к образованию более тугоплавких продуктов деления
в результате их взаимодействия с введенными материалами, а также
к стабилизации и последующему снижению температуры топлива. В ито-
ге этих мер с 6 мая 1986 г. наступила четвертая стадия с быстрым умень-
шением выброса.
Суммарный выброс продуктов деления (без радиоактивных благо-
родных газов) составил примерно 50 МКи, что соответствует приблизи-
тельно 3,5% общего количества радионуклидов в реакторе на момент
аварии. Выброс радиоактивных веществ завершился в основном
к 6 мая 1986 г. Из реактора согласно оценкам [51] вышли 100% ксено-
на и криптона, 20% иода-131, 10% цезия, 4% стронция, 3% плутония.
Во время аварии радиоактивные материалы были разбросаны по
территории станции, попали на крышу машинного зала, крышу третьего
блока, на металлические опоры вентиляционной трубы. Территория
станции, стены, кровли зданий получили значительное радиоактивное
загрязнение также вследствие оседания радиоактивных аэрозолей
и радиоактивной пыли.
В зоне, прилегающей к АЭС, в короткие сроки была проведена
дезактивация территории, а также создан комплекс гидротехнических
сооружений, позволивших предотвратить радиоактивное загрязнение
подземных и поверхностных вод в районе АЭС
Значительное количество радиоактивных веществ вышло за пре-
делы АЭС Высота струи 27 апреля 1986 г. превышала 1200 м, а уровни
радиации в ней достигали 1000 мР/ч на расстоянии 5—10 км от места
аварии. Загрязненные воздушные массы переносились ветром на боль-
шие расстояния, приведя к радиоактивному загрязнению не только
30-километровой зоны вокруг станции, но и значительных территорий
в ряде областей Украины, Белоруссии и России. В настоящее время
усилиями большого числа отечественных и зарубежных организаций
получены карты плотности загрязнения территории изотопами l37Cs,
360
90 Sr, 239Pu, которые будут определять радиационную обстановку на
ближайшие несколько десятилетий. В первый же период после аварии
была проведена эвакуация населения из 30-километровой зоны. В даль-
нейшем потребовалось переселение свыше 115 тыс. человек с больших
пораженных территорий. Авария на Чернобыльской АЭС привела к пре-
кращению хозяйственной деятельности человека в зонах заражения,
но не к гибели природы.
Уроки аварии. Авария на четвертом блоке Чернобыльской АЭС
относится к классу аварий, связанных с вводом избыточной реактив-
ности. Авария обусловлена наложением нескольких причин:
недооценки опасности физических особенностей активной зоны,
существовавшей до чернобыльской аварии на реакторах РБМК, заклю-
чавшихся в большом положительном паровом коэффициенте реактив-
ности и пространственной неустойчивости нейтронного поля;
недостатков конструкции органов СУЗ реактора, главный из кото-
рых — недостаточная длина поглотителя и вытеснителя, меньшая высоты
активной зоны, что при одновременном опускании стержней СУЗ из
крайнего верхнего положения привело к появлению положительной
реактивности вместо отрицательной, ввод которой должен сопутствовать
опусканию стержней СУЗ;
неправильных действий эксплуатационного персонала, допустившего
ряд нарушений технологического регламента, что привело реактор
к такому не регламентному состоянию (малый запас реактивности,
малый запас температуры до кипения теплоносителя при входе в актив-
ную зону), в котором резко усиливалось влияние отмеченных выше
особенностей физики и недостатков конструкции СУЗ, имевшихся
до начала аварии. Положительная реактивность, внесенная вытесните-
лями после нажатия кнопки АЗ-5, дала толчок мощности, вслед за
которым последовало повышение объемного паросодержания в техно-
логических каналах реактора, что обусловило дальнейший ввод поло-
жительной реактивности и катастрофический рост мощности.
Важнейший урок аварии — вывод, что малая вероятность события
вовсе не свидетельствует о том, что оно не произойдет вообще или
произойдет когда-то в далеком будущем. Так, вероятность одной аварии
в 1 млн лет на реактор — вовсе не гарантия того, что она произойдет
через миллион лет, а не завтра. Второй важный урок аварии — недо-
пустимость отступлений от регламента эксплуатации, какими бы моти-
вами эти отступления ни объяснялись.
Авария выявила недостаточную компетентность эксплуатационного
персонала станции, недостаточное понимание им особенностей техноло-
гических процессов в ядерном реакторе, утрату чувства опасности
при ведении эксплуатационных режимов.
Авария на Чернобыльской АЭС потребовала принятия комплекса
организационных и технических мер по повышению безопасности всех
типов АЭС Применительно к реакторам РБМК существенно уменьшена
361
положительная обратная связь, обусловленная паровым коэффициентом
реактивности. Он снижен от {5—6)0 до (0,7—0,8)/3 установкой в актив-
ной зоне дополнительных поглотителей (80 ДП в РБМК-1000 и 55 ДП
в РБМК-1500), увеличением оперативного запаса реактивности с 30
до 43-48 стержней РР в РБМК-1000 и 53-58 стержней РРв РБМК-1500,
увеличением обогащения топлива от 2 до 2,4%. Конструкция стержней
СУЗ изменена так, что в извлеченном состоянии нижний конец вытесни-
теля располагается на уровне низа активной зоны и тем ликвиди-
рована возможность ввода положительной реактивности при опускании
стержней из крайнего верхнего положения. Длина поглощающей части
стержня увеличена до 6,8 м. Изменением системы электродинамического
торможения время ввода стержней СУЗ в активную зону сокращено
с 18 до 12 с. При этом часть стержней СУЗ переведена в режим быстрой
аварийной защиты, что сократило время аварийного останова реактора
до 2—2,5 с [24]. Введена автоматическая аварийная защита реактора,
предусматривающая его заглушение по факту уменьшения запаса реак-
тивности ниже предельного допустимого значения. Эти меры исключа-
ют возможность неуправляемого разгона реактора даже при ошибочных
действиях персонала. Разработан также ряд организационно-технических
мероприятий для предотвращения аварийных ситуаций. В их числе —
самоподхват сигнала A3 до полного ввода стержней в актив-
ную зону, предотвращение кавитационного срыва ГЦН и вски-
пания теплоносителя при входе в активную зону снижением
расхода теплоносителя при тепловой мощности реактора 700 МВт,
циклический расчет текущего значения оперативного запаса ре-
активности и требование заглушения реактора при снижении
запаса реактивности до 30 стержней РР, определение перечня аварий-
ных защит, откючение которых запрещено при всех режимах, требова-
ние об обязательном присутствии главного инженера АЭС или его за-
местителя по науке и инспектора Госатомнадзора при выводе реактора
на мощность и др. На ЛАЭС начато сооружение защитных оболочек над
реакторами РБМК. В результате проведенной реконструкции радиоак-
тивные выбросы в атмосферу сокращены для РБМК-1000 до 22 Ки на
один реактор в сутки, а следующим этапом предусмотрено их снижение
до 1,5 Ки. Совокупность этих мер обеспечивает безопасность работы
АЭС с реакторами РБМК и снижает риск от их эксплуатации до уровня,
определяемого требованиями современной нормативно-технической
документации.
Важный вывод из чернобыльской аварии состоит также в необхо-
димости широкомасштабного международного сотрудничества в вопро-
сах мирного использования ядерной энергии.
Глава девятая
ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ АЭС
9.1. Принципы организации эксплуатации оборудования
Организация эксплуатации основного и вспомогательного обору-
дования АЭС должна соответствовать требованиям безопасности, надеж-
ности, экономичности и защиты окружающей среды на основе сле-
дующих документов: "Правил технической эксплуатации (ПТЭ) ядер-
ных энергоблоков", "Правил ядерной безопасности атомных электро-
станций", "Санитарных правил проектирования и эксплуатации АЭС",
регламентов эксплуатации энергоблоков АЭС, согласованных с Госатом-
надзором.
Основы научной организации эксплуатации оборудования АЭС
определяются техническим состоянием основного и вспомогательного
оборудования; качеством проектных, изыскательских, строительно-
монтажных и наладочных работ по сооружению АЭС; организацией
шганово-предупредительных (профилактических), текущих и капиталь-
ных ремонтов на базе данных систем диагностики; уровнем подготовки,
переподготовки и повышения квалификации эксплуатационного персо-
нала и работы с ним; состоянием трудовой и производственной техно-
логической дисциплины; морально-психологическим климатом в-трудо-
вом коллективе; степенью автоматизации технологических процессов
с последующей организацией АСУ ТП с применением управляющих
вычислительных машин; организацией учета и контроля за основными
технико-экономическими показателями работы оборудования.
Техническое состояние основного оборудования АЭС в значитель-
ной степени определяются уровнем научных исследований по созданию
новых энергетических машин и аппаратов, а также по совершенство-
ванию и улучшению уже имеющихся. На базе выполненных научно-
исследовательских работ с учетом анализа накопленного опыта экс-
плуатации действующего оборудования должны закладываться уже
на стадии конструкторских проработок наиболее прогрессивные реше-
ния, позволяющие обеспечить надежность, экономичность, безопасность,
а также нормальные условия работы персонала при эксплуатации и ре-
монте оборудования АЭС
Высокое качество и соответствующий ему уровень конструкторских
разработок оборудования АЭС должны подкрепляться высоким качест-
вом изготовления, обеспечивающим в целом необходимые условия для
надежной и экономичной эксплуатации в дальнейшем. Сам по себе высо-
кий уровень научных и конструкторских разработок, изготовления
оборудования еще не обеспечивает гарантий высокоэффективной экс-
плуатации без обеспечения удобства в обслуживании и достаточно
363
высокого уровня его ремонтопригодности. Такой комплексный подход
к научным разработкам, конструированию и изготовлению основного
энергетического оборудования АЭС по схеме НИИ-КБ-завод позво-
ляет заложить основы научной организации эксплуатации уже на этой
стадии.
Большое влияние на уровень эксплуатации оказывает качество
проектирования собственно АЭС Выбор промышленной площадки,
системы технического водоснабжения, системы подъездных путей
в соответствии с розой ветров и другими факторами в значительной
степени определяет условия последующей эксплуатации оборудования
АЭС Немаловажное значение имеет определяемая на стадии проекти-
рования связь с энергосистемой по линиям электропередачи. Важной
частью общего генерального плана является главное здание АЭС, компо-
новка которого в значительной степени определяется требованиями
надежной, безопасной и экономичной эксплуатации оборудования.
Помимо компоновки большое значение имеют проектные решения
по организации обслуживания оборудования, связанные с располо-
жением блочных щитов управления (БЩУ) , местных щитов управления
и размещением на этих щитах всего объема приборов, ключей управле-
ния, систем блокировок, звуковой и световой сигнализации. Оптималь-
ное взаимное расположение щитов управления, основного и вспомо-
гательного оборудования должно обеспечить рациональный выбор
маршрутов обслуживания оперативного персонала, минимальную утом-
ляемость и максимальную мобилизационную готовность к шквидации
аварийных режимов при их внезапном возникновении. Такой подход
к проектированию АЭС требует специальных исследований по совер-
шенствованию рабочих мест операторов энергоблоков, связанных
с совершенствованием щитов управления, систем связи, организацией
осмотра и обхода оборудования. Все большее значение приобретает
апробация проектных решений на базе тренажерных систем по итогам
диалога оператор — тренажер. Такой подход к проектированию рабочих
мест и зон обслуживания оборудования хотя и выделяет эту задачу
в отдельную проблему, но одновременно требует комплексного решения
наряду со всем циклом проектирования, строительства и монтажа обору-
дования АЭС
Основой эффективной эксплуатации является высокое качество
строительно-монтажных работ, особенно в процессе пусконаладочных
испытаний и освоения оборудования головных блоков АЭС Необходимо
отметить важную роль участия эксплуатационного персонала в период
поузловой (поагрегатной) приемки оборудования в повышении качества
строительно-монтажных работ. Вместе с авторским надзором предста-
вителей проектных организаций (генерального проектировщика),
научного руководителя надзор эксплуатационного персонала суще-
ственно расширяет возможности улучшения качества строительства
и монтажа, что предусмотрено ПТЭ. Большое значение имеет организа-
364
■
ция пусконаладочных работ, осуществляемая специализированными
организациями (Атомэнергоналадка, Техэнерго, пусконаладочные управ-
ления монтажных трестов и др.) совместно с работниками АЭС Высокое
качество пусконаладочных работ в значительной степени гарантирует
эффективную организацию эксплуатации оборудования АЭС в после-
дующий период.
Своевременному выявлению дефектов и нарушений в работе обору-
дования АЭС в значительной мере способствует правильная организация
капитальных, текущих и планово-предупредительных ремонтов, йзвитие
современных систем и методов диагностики позволяет уже на уровне
предремонтного периода эксплуатации определить наиболее уязвимые
узлы и элементы оборудования и осуществить их своевременную замену
или ремонт. Эта важнейшая задача эксплуатации должна найти дальней-
шее развитие в системе решения задач диагностики оборудования АЭС
В свою очередь качественные и своевременные ремонтные работы
дают возможность поддержания высокой эксплуатационной готовности
оборудования АЭС и в немалой степени зависят от работы эксплуата-
ционного персонала по отключению, расхолаживанию и выводу в ремонт
узлов и агрегатов, подготовке их к ремонту и допуску ремонтного
персонала к ремонтным работам (организационно-технические меро-
приятия) . Большое значение имеет после ремонтный ввод в работу
(или в резерв) оборудования силами эксплуатационного персонала
и технического руководства.
От степени автоматизации всех технологических процессов в зна-
чительной мере зависит уровень эксплуатации АЭС Переход к созданию
АСУ ТП на АЭС с применением микропроцессорной техники, внедрение
управляющих вычислительных машин (УВМ) существенно облегчает
организацию эксплуатации, но вместе с тем повышает требования к ква-
лификации эксплуатационного персонала, к его умению обращаться
со сложной техникой. Создание высокоэффективной и надежной АСУ ТП
на базе современных компьютерных комплексов существенно облегчит
работу обслуживающего персонала, позволит сократить его численность.
9.2. Роль эксплуатационного персонала
в обеспечении надежной, безопасной и эффективной
эксплуатации АЭС
Роль человека в эксплуатации. Важнейшая роль в обеспечении безо-
пасности и надежности оборудования АЭС и его высокой эффектив-
ности принадлежит эксплуатационному персоналу. Все системы такого
сложного технического комплекса, каким является энергоблок АЭС,
становятся единым целым только благодаря такому основному звену,
как человек. Культура эксплуатации в неменьшей мере определяет
365
показатели работы АЭС, чем качество проектирования, изготовления,
монтажа и наладки оборудования. Особенно велика роль персонала
в нештатных ситуациях. От действия людей во многом зависит, будет ли
быстро ликвидировано нарушение нормального режима эксплуатации
или оно разовьется в серьезную аварию. В ядерной энергетике, как
показано выше (см. гл. 8) , большая часть тяжелых аварий (до 60-80%
общего числа аварий) связана с ошибками эксплуатационного персонала.
Причины ошибочных действий оперативного персонала многообраз-
ны. В основе ошибок могут лежать недостаточная квалификация опера-
тора, его психологическая неустойчивость, приводящая к растерянности
и стрессовому состоянию во внезапно возникающих нештатных
ситуациях, когда требуется в ограниченное время найти и реализовать
единственно правильное решение, общее психологическое состояние
человека (обусловленное какими-либо событиями в его жизни, не свя-
занными с работой), отвлечение внимания, машинальные действия
и пр. В связи с этим поведение людей — источник неопределенности,
тем более, что разные люди могут считать правильными различные
действия, а ошибки могут совершаться как при выполнении действий,
так и при бездеятельности.
Действия персонала можно разделить на планируемые и незапла-
нированные. Планируемые действия предусмотрены инструкциями
по эксплуатации. Если они выполнены правильно, то они полезны и безо-
пасны. При неправильном же или неполном выполнении они сами могут
оказаться причиной нарушения нормального режима эксплуатации
или усугубления возникшей по другой причине аварийной ситуации.
Незапланированные действия оператора непредсказуемы. В большинстве
случаев они приводят к срабатыванию аварийной защиты.
Взаимодействие человека и автоматики. Энергоблоки АЭС оснащены
развитой системой автоматического управления и защиты. Автомати-
ческое управление позволяет освободить персонал от рутинной, моно-
тонной работы и помогает ему в управлении сложными ситуациями
(в ряде случаев с быстропротекающими процессами). При этом возни-
кает непростая задача распределения обязанностей между человеком
и автоматикой в процессе эксплуатации. Сопоставление характерных
свойств человека и автоматики приведено в табл. 9.1.
Автоматика, в состав которой в современных условиях входят
ЭВМ, превосходит человека по объему памяти, быстроте анализа при
оценке стандартных ситуаций, охватываемых заранее разработанными
программами, по быстроте формирования на этой основе команд и ско-
рости их реализации. Для человека характерна более или менее замедлен-
ная реакция, сильно различающаяся в зависимости от индивидуальных
особенностей человека и степени его психологической готовности к воз-
никшей ситуации. Из-за этого человек при своих действиях упускает
время. В течение этого упущенного времени человек не способен
осознанно принять и реализовать правильные решения и велика опас-
366
ность ошибочных действий; вероятность их оценивается в ОД—0,3
[51]. Сильные стороны человека — интуиция и гибкость мышления.
Благодаря этим качествам человек способен действовать в ситуациях,
выходящих за пределы заранее запрограммированных, изменять про-
грамму, а порой и цель своих действий, находя выход из, казалось бы,
безвыходных ситуаций.
Таблица 9.1
Характерные свойства человека и автоматики
Человек
Автоматика
Достоинства
Способность принимать важные решения
даже при ограниченной информации.
Интуиция, позволяющая принимать правиль-
ные решения даже в неожиданных условиях.
Способность выполнять одну и ту же опера-
цию различными способами, что особенно
важно при повреждении какого-либо уст-
ройства.
Гибкость в планировании работ.
Изменяемая по желанию способность
к восприятию информации.
Возможность улучшения параметров
восприятия информации.
Постоянная производительность
и точность во времени.
Возможность приспособления практи-
чески к любым окружающим усло-
виям.
Быстрое выполнение почти без оши-
бок логических операций.
Недостатки
Ограниченная способность к восприятию
информации как по объему, так и по ско-
рости.
Ограниченные способности органов чувств.
Снижение производительности и внимания
с течением времени.
Необходимость комфортных условий (тем-
пературы, влажности, уровня шума, давле-
ния и т. п.).
Относительная замедленность мыслительных
операций и повышенная вероятность ошибки
Функционирование лишь в соответ-
ствии с полученными командами.
Возможность неожиданного отказа.
Ограниченность числа выполняемых
операций.
Трудоемкость изменения программы
функционирования
Отмеченным определяется одна из линий разграничения функций
между человеком и автоматикой. Человек не должен вмешиваться в дей-
ствия автоматики при быстропротекающих процессах, прежде всего
в действия аварийных защит. Как показывает опыт эксплуатации, и в
частности некоторые примеры, приведенные в гл. 8, такое вмешатель-
ство во многих случаях лишь мешает автоматике правильно выполнить
свои действия, усугубляя тем тяжесть аварийного режима.
367
Вместе с тем использование автоматики не исключает человека
из сферы управления. Такими многоагрегатными объектами, к которым
относятся энергоблоки АЭС, тем более в сложных ситуациях, проще
и надежнее управляет автоматическая система. Проектировщики такой
системы имеют больше времени для рассмотрения многообразных
вариантов процесса, чем оператор в реально возникшей ситуации. Кроме
непосредственного управления автоматические системы должны
выдавать оператору информацию о состоянии оборудования, пара-
метрах рабочего процесса и реакции объекта на действия автоматики
и самого оператора. Это позволит оператору выявить отказы автоматики
и в случае необходимости взять управление на себя, в частности, ручным
включением систем безопасности. Ввиду этого оператор в процессе нор-
мальной эксплуатации не должен быть полностью загружен теми зада-
чами, которые (пусть даже в ряде случаев и с меньшей эффективностью)
способна выполнить автоматика. Человек должен быть "резервным
элементом" системы, производя постоянный контроль за работой авто-
матики и находясь в постоянной готовности взять управление на себя.
Наконец, за человеком остается главная обязанность — принятие наи-
более важных, ключевых решений и ответственность как за свои дей-
ствия, так и за действия автоматики.
Организация работы эксплуатационного персонала. Для объективной
оценки работы эксплуатационного персонала имеет большое значение
организация учета и контроля за основными показателями его работы.
Это в значительной степени зависит от точности работы приборов, по ко-
торым определяются показатели работы оборудования, а также от
качества обработки показателей и анализа работы как оборудования
в целом, так и отдельных агрегатов. Такой анализ дает возможность
оценить состояние самого оборудования в процессе его работы
и качество работы смен АЭС и отдельных операторов. Это позволяет
критически оценить уровень эксплуатации, наметить пути совершен-
ствования работы сменного персонала и планировать планово-предупре-
дительные и текущие ремонты.
От состояния трудовой и технологической дисциплины в сильной
степени зависит уровень эксплуатации. Введение устава АЭС четко
определило основные обязанности, права и ответственность работников
АЭС в процессе организации эксплуатации. Дисциплина сменного цехо-
вого персонала зависит от работы администрации соответствующего
цеха и от работы начальника смены цеха. Особенно большое значение
приобретает индивидуальная работа начальника смены с каждым работ-
ником смены. Дисциплина всего персонала смен АЭС, а также обще-
станционного персонала зависит от организации работы администрации
станции (главного инженера, заместителя главного инженера по экс-
плуатации) и от организации работы начальника смены станции (НСС).
От стиля руководства и компетентности НСС в сильной степени
зависит слаженность работы всего коллектива смены.
368
Основные требования к эксплуатационному персоналу АЭС сле-
дующие :
необходимое состояние здоровья по результатам медицинского
освидетельствования;
высокий уровень профессиональной подготовки, соответствующий
должностной инструкции;
высокий уровень психологической подготовки, определяемый
способностью не теряться в аварийных и нестандартных ситуациях
и способностью принимать решения достаточно быстро в зависимости
от обстановки;
дисциплина и исполнительность в работе, строгое соблюдение всех
инструкций;
способность к критическому анализу своих действий и работы
подчиненного персонала;
инициативность в работе, творческое отношение к делу.
9.3. Подготовка и повышение квалификации
эксплуатационного персонала
Квалификация персонала и уровень эксплуатации. Эффективность,
надежность и безопасность АЭС во многом определяются квалификацией
эксплуатационного персонала. Об этом свидетельствуют, в частности,
уроки аварий (см. гл. 8), многие из которых возникли или развились
в тяжелые аварии из-за ошибок эксплуатационного персонала, в том
числе связанных с недостаточным пониманием физических процессов
в энергетических агрегатах, неумением прогнозировать их развитие
и отсутствием должного понимания опасностей тех или иных ситуаций.
Большое значение для организации эксплуатации имеет уровень
подготовки и переподготовки эксплуатационного персонала. Уровень
подготовки в значительной степени определяется системой и качеством
обучения в вузе, техникуме, профессионально-техническом училище
и непосредственно на рабочих местах основных цехов АЭС. Оценка
этого уровня осуществляется в процессе аттестации оперативного персо-
нала при допуске к самостоятельной работе после обучения и ответ-
ственного дублирования на рабочем месте. Обязательная переподго-
товка и повышение квалификации всего эксплуатационного персонала
на базе учебно-тренировочных центров и пунктов (УТЦ и УТЛ), системы
институтов и факультетов повышения квалификации, курсового обуче-
ния с отрывом и без отрыва от производства повышает эффективность
эксплуатации. Наряду с подготовкой и переподготовкой эксплуатацион-
ного персонала руководящими указаниями по работе с персоналом АЭС
предусмотрена организация технической учебы на рабочих местах
и в УТП, проведение периодического инструктажа по правилам
эксплуатации и технике безопасности, организация противоаварийных
369
цеховых и общестанционных тренировок. Эти мероприятия завершаются
периодической переаттестацией всего персонала АЭС.
Большое значение в последнее время приобретает специализирован-
ный отбор и оценка психологического состояния и готовности к опера-
тивной работе в процессе обучения, как на уровне предприятия, так
и на уровне вуза.
Роль тренажерной подготовки. Аварии последнего времени на АЭС,
обусловленные, в первую очередь, ошибками эксплуатационного персо-
нала, остро ставят задачу улучшения эксплуатационной подготовки,
начиная со студенческой скамьи. Главная цель эксплуатационной подго-
товки и повышения квалификации специалистов — выработка у них
умения быстро принимать решения в самых разнообразных ситуациях,
которые могут возникнуть в процессе эксплуатации АЭС Составными
частями этого умения являются способность мгновенно оценивать
ситуацию и прогнозировать ее развитие по наблюдаемым параметрам,
выявлять самые существенные стороны и находить решения, порой
нетривиальные, видя при этом весь спектр возможных решений, оцени-
вая сильные и слабые стороны каждого из них, возможные последствия
каждого решения, с тем чтобы на базе этой оценки принять итоговое
решение. При этом должна быть реализована непрерывная эксплуата-
ционная подготовка каждого специалиста, сначала как студента, затем
как работника АЭС на каждой ступени его деятельности. При этом
надо иметь в виду, что с переходом к следующей, более высокой ступени
повышается степень ответственности принимаемых на практике
решений.
Применительно к вузовской подготовке эти цели не могут быть
достигнуты в требуемой мере ни дидактическими формами обучения,
ни эксплуатационной практикой на АЭС, где студенту, как правило,
отводится роль наблюдателя за тем, как принимает решения и реализует
их эксплуатационный персонал. Собственная роль студентов на станции
сводится в лучшем случае к обслуживанию вспомогательного обору-
дования.
Эксплуатационный персонал АЭС, естественно, имеет практический
опыт работы, в том числе и опыт принятия ответственных решений.
Однако в практике нормальной эксплуатации приобретается главным
образом опыт работы в типовых, штатных ситуациях. Нарушения нор-
мального режима эксплуатации, а тем более экстремальные, аварийные
ситуации, требующие принятия самых ответственных решений, на прак-
тике, к счастью, возникают редко. Из-за этого даже имеющий большой
практический опыт специалист может ни разу в своей жизни не встре-
титься с той или иной нештатной ситуацией. Диалектическое противо-
речие состоит в том, что чем лучше работает оборудование станции,
чем меньше на ней неполадок и отказов, тем меньший опыт работы
в нештатных ситуациях приобретает персонал. К тому же чисто психоло-
гически длительная безотказная работа способствует притуплению
370
чувства опасности, утрате готовности к работе в экстремальном режиме,
к тому же всегда возникающем неожиданно. В этом — истоки большин-
ства ошибок эксплуатационного персонала. Отмеченными обстоятель-
ствами определяется большая важность специальной подготовки персо-
нала к работе в самых разнообразных нештатных (включая аварийные)
ситуациях, регулярныхпротивоаварийныхтренировок.
Г^зумеется, при этом речи не может идти о преднамеренном созда-
нии аварийных ситуаций на действующем оборудовании АЭС Основная
роль в достижении поставленной цели принадлежит новым формам
обучения, которые еще завоевывают себе место в учебном процессе
подготовки и повышения квалификации специалистов. Среди этих
форм главную роль играют тренажерная подготовка и проводимые на
ее базе деловые игры [28, 38].
Тренажерная подготовка открывает возможности разыгрывания
на математических моделях, положенных в основу тренажеров, самых
разнообразных ситуаций, которые могут встретиться на практике,
в том числе самых маловероятных аварий, не рискуя при этом обору-
дованием станции.
Задачи тренажерной подготовки студентов и специалистов, уже
работающих на АЭС, имеют много общего, но имеют и определенные от-
личия. Для специалистов главная задача подготовки — выработка навы-
ков управления конкретным агрегатом, доведение их до автоматизма.
Для студентов же эта задача не является центральной, хотя она также
должна предусматриваться. Главная задача здесь — обеспечить глубокое
понимание сути физических процессов при тех или иных ситуациях,
развить умение распознавать ситуации (особенно нештатные), развить
способность видеть набор альтернативных решений в той или иной
ситуации и прогнозировать развитие ситуации при каждом из них. Дру-
гими словами, цель подготовки студентов — научить их думать, при-
нимать решения, а цель подготовки работников АЭС, уже прошедших
студенческий этап обучения, — научить их действовать автоматически,
мгновенно оценивая ситуацию и принимая решения. При этом не сле-
дует противопоставлять оба этапа тренажерного обучения: на первом
этапе должна быть заложена фундаментальная база для интуиции, для
быстрой ориентации в самых разнообразных ситуациях и их распозна-
вания.
Еще одно отличие определяется тем, что подготовка сотрудников
АЭС ориентирована на конкретный блок, подготовка же студентов
в этом смысле должна быть универсальной, ориентированной на различ-
ные типы энергоблоков, а с учетом того, что продолжительность деятель-
ности инженеров после окончания вуза превышает 30 лет, - также
на перспективные типы блоков. Соответственно этому могут отли-
чаться и тренажеры.
Для реализации концепции непрерывной вузовской и послевузов-
ской подготовки специалистов представляется целесообразной трех-
371
этапная тренажерная подготовка. Первый этап преду-
сматривает обучение путем решения ситуационных задач на персональ-
ных ЭВМ, работающих в диалоговом режиме, с постепенным усложне-
нием задач (концептуальная тренажерная подготовка). Именно здесь
вырабатывается умение думать, искать альтернативные решения. Этот
этап должен стать, пожалуй, главным в вузовской подготовке. В завер-
шающей части этого этапа возможно проведение деловых игр с участием
нескольких студентов, по условиям игры выполняющих разные функ-
ции на АЭС. В числе таких деловых игр могут быть противоаварийные
тренировки.
Второй этап связан с подготовкой на имитаторах и локальных
тренажерах, где воспроизводятся отдельные технологические процессы,
а также реальные устройства управления теми или иными системами.
Третий этап, который в вузовской подготовке целесообразно совместить
с длительной эксплуатационной практикой и который является основ-
ным в послевузовском повышении квалификации эксплуатационного
персонала, — подготовка на полномасштабных тренажерах, модели-
рующих конкретные энергоблоки. Разумеется, разграничение этапов
тренажерной подготовки в известной мере условно. На каждой ступени
подготовки и повышения квалификации специалистов могут быть все
три этапа.
Отмеченными обстоятельствами определяется специфика обеспече-
ния тренажеров математическими моделями. В их основе должен быть
положен двухуровневый принцип. Нижний уровень состав-
ляют математические модели физических процессов в оборудовании
энергоблока. Верхний уровень (обучающий алгоритм) реализует в фор-
ме диалога обучающегося с ЭВМ (или иным способом) педагогический
сценарий развития той или иной эксплуатационной ситуации с раз-
ветвленным деревом ложных ходов, с тем чтобы на каждом шагу обу-
чающийся должен был принимать решения, осуществлять выбор между
альтернативными вариантами. Для математической модели нижнего
уровня целесообразен модульный принцип построения. Общая модель
энергоблока представляет собой при этом сочетание комплекса модулей,
каждый из которых соответствует тому или иному агрегату, входящему
в состав блока, либо тому или иному физическому процессу. Заменой
отдельных модулей можно изменять структуру энергоблока, его тип,
что определяет универсальность модели. Кроме того, целесообразно
предусмотреть возможность представления тех или иных процессов
как детализированными, так и упрощенными моделями [13, 21], что
позволяет варьировать их в зависимости от решаемой задачи. Это же
позволяет использовать тренажер как исследовательский стенд для
поиска новых, еще не применявшихся решений.
Весьма важной представляется концепция развивающегося
тренажера, связанная с возможностью его дополнения новыми
типами и модификациями оборудования, новыми технологическими
372
режимами, которые могут быть еще неизвестны в момент создания
тренажера.
Наконец, для математических моделей тренажеров целесообразно
применение переменного масштаба времени. Это позволяет начальный
этап обучения проводить в замедленном темпе для лучшего усвоения
физических особенностей рабочих процессов в той или иной ситуации,
к тому же приспосабливая скорость этих процессов к реальным воз-
можностям каждого обучающегося. В дальнейшем темп ускоряется
вплоть до работы в реальном и даже в ускоряющем процессы масштабе
времени.
список ли те рату ры
1. Андреев П. А., Блинов А. Н., Волухова Т. Г. Канальные водографитовые
ядерные реакторы. Л.: ЛПИ, 1985.
2. Андреев П. А., Гринман М. И., Смолкин Ю. В. Оптимизация теплоэнерге-
тического оборудования АЭС М.: Атомиздат, 1975.
3. Аркадьев Б. А. Режимы работы турбоустановок АЭС М.: Эиергоатом-
издат, 1986.
4. Артюгина И. М. Экономика ядерной энергетики. Л.: ЛПИ, 1984.
5. АЭС с ВВЭР: Режимы, характеристики, эффективность / Р. 3. Аминов,
В. А. Эфусталев, А. С. Духовенский, А. И. Осадчий. М.: Энергоатомиздат, 1990.
6. Береснев Г. М., Боровков В. М. Эксплуатация паротурбинных установок
АЭС Л.: Энергоатомиздат, 1986.
7. Букринский A.M. Аварийные переходные процессы на АЭС М.: Энерго-
издат, 1982.
8. Владимиров В, И, Практические задачи по эксплуатации ядерных реак-
торов. М.: Энергоиздат, 1981.
9. Воронин Л. М. Особенности эксплуатации и ремонта АЭС. М.: Энергоиз-
дат, 1981.
10. Вульман Ф. А., Хорьков Н. С Тепловые расчеты на ЭВМ теплоэнергети-
ческих установок. М.: Энергоиздат, 1981.
11. Гохштейн Д П., Верхивкер Г. П. Анализ тепловых схем атомных электро-
станций. Киев: Вища школа, 1987.
12. Гусев Б. Д., Калинин Р. И., Благовещенский А. Я Гидродинамические
аспекты надежности современных энергетических установок. Л.: Энергоатомиз-
дат, 1989.
13. Дементьев Б. А. Кинетика и регулирование ядерных реакторов. М.: Энерго-
атомиздат, 1986.
14. Дементьев Б. А. Ядерные энергетические реакторы. М.: Энергоатом-
издат, 1984.
15. Доллежаль Н. А., Емельянов И. Я Канальный энергетический реактор.
М.: Атомиздат, 1980.
16. Егоров Ю. А. Основы радиационной безопасности атомных электростан-
ций. М.: Энергоиздат, 1982.
17. Емельянов И. Я, Ефанов А. И., Константинов Л. В. Научно-технические
основы управления ядерными реакторами. М.: Энергоиздат, 1981.
18. Зверков В. В. Эксплуатация ядерного топлива на АЭС с ВВЭР. М.: Энерго-
атомиздат, 1989.
19. Зверков В.В., Игнатенко Е. И. Ядерная паропроизводяшая установка
сВВЭР-440. М.: Энергоатомиздат, 1987.
20. Зверков В.В„ Игнатенко Е.И., Волков А. П. Резервы повыше ни я мощ-
ности действующих АЭС с ВВЭР-440. М.: Энергоатомиздат, 1987.
21. Иванов В. А. Регулирование энергоблоков. Л.: Машиностроение, 1982.
22. Иванов В. А. Режимы мощных паротурбинных установок. Л.: Энерго-
атомиздат, 1986.
23. Иванов В. А., Боровков В. М., Булавкик Г. В. Режимы работы АЭС
сВВЭР.Л.: ЛПИ, 1987.
24.Игнатенко Е.И. Чернобыльская авария и ликвидация ее последствий//
Электрические станции. 1990. № 9. С 24-28.
25. Игнатенко Е. И., Пыткин Ю. Н. Маневренность атомных энергоблоков
с реакторами ВВЭР. М.: Энергоатомиздат, 1985.
26. Информация об аварии на Чернобыльской АЭС и ее последствиях, подго-
товленная для МАГАТЭ /А. А. Абагян, В. Г. Асмолов, А. К. Гуськова и др. //
Атомная энергия. 1986. Т. 61. Вып. 5. С 301—320.
374
27. Исследование влияния способа организации топливной загрузки реак-
тора ВВЭР-440 на формирование нейтронных полей/В. А. Иванов, Е. И. Игна-
тенко, В. И. Лобов и др. //Энергетика. Изв. вузов. 1986. № 1. С 61-66.
28. К вопросу создания маломасштабного исследовательско-тренажерного
комплекса "Атомный энергоблок" /В. А. Иванов, П. А. Андреев, М. Б. Биржа-
ков, А. Н. Блинов //Атомные электрические станции. Вып. 7. М.: Энергоатом-
издат, 1984. С 168-174.
29. Капелович Б. Э. Эксплуатация паротурбинных установок. М.: Энерго-
атомиздат, 1985.
30. Кириллов И. И., Иванов В. Ам Кириллов А. И. Паровые турбины и паро-
турбинные установки .Л.: Машиностроение, 1982.
31. Клемин А. И. Надежность ядерных энергетических установок. Основы
расчета. М.: Энергоатомиздат, 1987.
32. Климов А. Н. Ядерная физика и ядерные реакторы. М.: Энергоатом-
издат, 1985.
33. Коллиер Дж., Хмоитт Дж. Введение в ядерную энергетику / Пер. с англ.
М.: Энергоатомиздат, 1989.
34. Косяк Ю. Ф., Галацан В. Н., Палей В. А. Эксплуатация турбин АЭС М.:
Энергоатомиздат. 1983.
35. Кузнецов И. А. Аварийные и переходные режимы в быстрых реакторах.
М.: Энергоатомиздат, 1987.
36. Лейзерович А. Ш. Технологические основы автоматизации пусков паро-
вых турбин. М.: Энергоатомиздат, 1983.
37. Львов Г. Чернобыль: анатомия взрыва //Наука и жизнь. 1989. № 12.
С 2-11.
38. Малашинин И. И., Сидорова И. И. Тренажеры для операторов АЭС М.:
Атомиздат, 1979.
39. Маргулова Т. X Атомные электрические станции. М.: Высшая
школа, 1984.
40. Маслов В. П., Мясников В. П., Данилов В. Г. Математическое модели-
рование аварийного блока Чернобыльской АЭС М.: Наука. Гл. из-во физ.-мат.
лит.. 1988.
41. О некоторых результатах эксплуатации АЭС с переменными параметрами /
A. П. Волков, Б. А. Трофимов, В. В. Зверков, Н. Т. Дещеня //Атомные электри-
ческие станции. Вып. 6. М.: Энергоатомиздат, 1983. С 166-170.
42. Овчинников Ф. Я, Семенов В. В. Эксплуатационные режимы водо-водя-
ных энергетических реакторов. М.: Энергоатомиздат, 1988.
43. Основы теории и методы расчета ядерных энергетических реакторов /
Г. Г. Бартоломей, Г. А. Бать, В. Д. Байбаков, М. С Алтухов, М.: Энерго-
издат, 1982.
44. Особенности и некоторые итоги пусконаладочных работ на АЭС с реакто-
рами на быстрых нейтронах БН-350 и БН-600 /Р. П. Баклушин, Ю. Е. Багдасаров,
Л. А. Кочетков и др. //Атомные электрические станции. Вып. 6. М.: Энергоатом-
издат, 1983. С. 112-117.
45. Особенности пусковой схемы и пусковых режимов турбоустановок
К-210-130-3, работающих в блоке с реактором БН-600 Белоярской АЭС/
B. Л. Похорилер, В. В. Будзиевский, Н. А. Разумов, СМ. Юдин//Атомные элек-
трические станции. Вып. 7. М.: Энергоатомиздат, 1984. С 32-40.
46. Особенности работы турбоустановки АЭС при скользящем давлении /
В. А. Иванов, Е. И. Игнатенко, А. П. Еперин и др. //Теплоэнергетика. 1979. № 6.
С 23-27.
47. Особенности участия энергоблоков РБМК в регулировании графиков
нагрузки энергосистем /А. П. Еперин, В. А. Иванов, И.А. Варовин и др. //Энерге-
тика. Изв. вузов. 1984. № 2. С 68-72.
375
48. Паротурбинные установки АЭС/Под ред. Ю. Ф. Косяка. М.: Энергия, 1980.
49. Плоткин Е. Р., Лейзерович А. Ш. Пусковые режимы паровых турбин
энергоблоков. М.: Энергия, 1980.
50. Плютинский В. И., Погорелов В. И. Автоматическое управление и защита
теплоэнергетических установок АЭС М.: Энергоатомиздат, 1983.
51. Самойлов О. В., Усынин Г. Б., Бахметьев А. М. Безопасность ядерных энер-
гетических установок. М.: Энергоатомиздат, 1989.
52. Самоилович Г. С, Трояновский Б. М. Переменные и переходные режимы
в паровых турбинах. М.: Энергоиздат, 1982.
53. Саркисов А. А., Пучков В. Н. Физические основы эксплуатации ядерных
паропроизводящих установок. М.: Энергоатомиздат, 1989.
54. ОЗорник нормативных материалов по безопасности АЭС М.: Энергоатом-
издат, 1988.
55. Синев Н. М., Батуров Б. Б. Экономика атомной энергетики. М.: Энерго-
атомиздат, 1984.
56. Соколов Е. Я Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергоиздат, 1982.
57. Состояние и перспективы проблемы маневренности энергоблоков АЭС
с реакторами ВВЭР/В. А. Иванов, Е. И. Игнатенко, Ю. Н. Пыткин, Г. Г. Кули-
кова //Электрические станции. 1984. № 3. С 7-10.
58. Стерман Л. С, Тевлин А. С, Шарков А. Т. Тепловые и атомные электро-
станции. М.: Энергоиздат, 1982.
59. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник /Под ред.
В. А. Григорьева и В. М. Зорина. М.: Энергоатомиздат, 1990.
60. Трояновский Б М., Филиппов Г. А., Булкин А. Е. Паровые и газовые
турбины атомных электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1985.
61. Усынин Г. Б., Кусмарцев Е. В. Ьеакторы на быстрых нейтронах. М.:
Энергоатомиздат, 1985.
62. Энергетика СССР в 1986-1990 годах /Под ред. А. А. Троицкого. М.:
Энергоатомиздат, 1987.
63.0platka G., Schmidt С Deckung der Lastspitzen mit thermisch gespeicherter
Energie //Brown Boveri Mitt. 1980. Bd. 8. S. 457 -464.
64. Watts M. G. Enhancing PWR operating flexibility through variations in mode-
rator temperatur //Trans. Amer. Nucl. So с 1979. V. 31. P. 115 -116.
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
Аварии с вводом положительной реак-
тивности 293, 310, 333, 350
- с потерей теплоносителя 293,
315,332
Аварийная зашита 83, 148, 297
- локальная 91, 302
- ситуация 291, 297
Авария гипотетическая 296
- каскадная 293
- проектная 292, 310
максимальная 295, 318
- пусковая 141, 310
- тяжелая 293, 333
Азотно-геливое регулирование 274,
279, 284
Аккумулятор тепловой 25
Барботер 145, 164, 343
Бассейн выдержки 92, 123
Безопасность общая 11
- радиационная 13
- ядерная 13
Борное регулирование 69, 85, 281
Вторичное ядерное топливо 5 8
, воспроизводство 100,
104
Выгорание топлива 96, 99
Глубина выгорания топлива 97, 112
Графики нагрузок тепловых 253
электрических 15
Запирание реактора 163
Йодная яма 155, 352
Импульсная разгрузка турбин 39, 287
Кластер 61, 88, 239
Компенсатор давления 43, 343
Коэффициент воспроизводства 58, 105
- заполнения графика нагрузки 15
- неравномерности графика на-
грузки 15
- размножения 66
- реактивности мощностной
68, 356
паровой 70, 350, 356
пустотный 71, 326
температурный 69, 204,
213, 294
- регенерации 217
- теплофикации 255
Кривая обратного счета 134
Критическая загрузка 133, 311
Ксеноновые колебания 275
Культура безопасности 296
Маневренность 19, 21, 276
Мгновенная критичность 82
Метод малых отклонений 191
- обратного баланса 196
- парных опытов 197, 211
- прямого баланса 196
Минимальный контролируемый уро-
вень мощности 139, 310
Мощность реактора, измерение 139,
196, 262
Надежность 11, 50, 363
Нейтронная кинетика реактора 77,
132
Нейтронное поле 64, 71, 361
, неравномерность 72
Нейтроны быстрые 64, 357
- запаздывающие 57, 64
- мгновенные 56, 63, 78
- тепловые 64, 78
Отказ 42, 50, 293
- полный 45, 50
—частичный 50
Останов реактора 148, 167, 170, 297
- турбины 171, 183, 308
Остаточное тепловыделение 57, 149,
167, 304
Отключение подогревателей высокого
давления 242
Отравление 100
-ксеноновое 152
- нестационарное 154, 273, 352,
285
- самариевое 159
- стационарное 154
Пароциркониевая реакция 325
Первичное управление реактором 48,
270,271
турбиной 48, 268
Перегрузка топлива полная 111, 122
частичная 111, 122
, технология 122
Период реактора 78, 79
Питательные насосы 4 5
аварийные 344
Приемистость 22
Приводные турбины питательных на-
сосов 45
Прогнозирующий автомат 177
Подкритичность реактора 133
377
Программа регулирования 47, 201
— — комбинированная 49, 206
— — с постоянным давлением
пара 48, 205
— — с постоянной температурой
теплоносителя в первом контуре
48, 201
— — со скользящим давлением
пара 48, 207, 238
Противоаварийное управление энерго-
системой 37, 286
Пр ометиевый провал 161
Профилирование топливной загруз-
ки 113
Пусковая схема энергоблока 142
Пуск реактора физический 131, 164
— — энергетический 138, 167
— турбины 171
Рабочая кампания 113
, продление 236
Расхолаживание реактора 150, 167, 304
— турбины 183
Реактивность 67
-.запас 67, 102, 111,236
Реактор-размножитель 65, 108
Регулировочный диапазон 22, 280
Регулирующая сборка 85
, эффективность 138
Режимы эксплуатации аварийные 42,
291
номинальные 41
нормальные 41, 286
переменные 41
переходные 41, 267
стационарные 41, 186
Себестоимость электроэнергии 97
Сепаратор — промежуточный перегре-
ватель (СПП) 45
Система аварийного охлаждения актив-
ной зоны 304
— регенеративного подогрева пи-
тательной воды 45, 217, 289, 308
— управления и защиты 85, 268
Скользящее давление в деаэраторе 225
Способ управления энергоблоком 48,
268
Степень регенерации 218
Тепловые сети 247
Технологические защиты 308
— параметры 46
внешние 46
внутренние 47
Технический минимум нагрузки 22,
280
Топливная кампания 97, 111
Топливный цикл 92
Тренажеры 371
Фазовый угол генератора 28
межсистемной связи 35
Формула обратных часов 80, 138
— четырех сомножителей 66
Частота электрического тока, регули-
рование 30, 286
Шлакование 100, 103
Энергосистема 14
Эффект реактивности мощностей 68,
84, 238
температурный 69, 84, 204,
238, 282
Эффективное время 101
Эффективные сутки 237
Эффективность регулирующей группы
СУЗ 88, 138
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие 3
Обозначение основных физических величин и принятые в книге сокращения ... 5
Введение 8
Глава первая. Условия работы АЭС в энергосистемах 14
1.1. Энергетические системы —
1.2. Графики электрических нагрузок 15
1.3. Участие энергетических блоков в регулировании частоты и активной мощно-
сти в энергосистемах 26
1.4. Участие энергоблоков тепловых и атомных электростанций в противоава-
рийном управлении энергосистемами 34
Глава вторая. Энергетический блок как единый объект эксплуатации 41
2.1. Характерные режимы эксплуатации АЭС —
2.2. Взаимосвязь технологических процессов эксплуатации элементов энерго-
блока 43
2.3. Надежность энергетического блока 50
Глава третья. Особенности нейтронно-физических процессов в активной зоне
при эксплуатации реактора 54
3.1. Краткие сведения об основных процессах в активной зоне реактора —
3.2. Баланс нейтронов и реактивность реактора 63
3.3. Нейтронное поле реактора 71
3.4. Краткие сведения из теории нейтронной кинетики реактора 77
3.5. Поглощение нейтронов органами управления реактором и контроля за его
работой 85
Глава четвертая. Эксплуатация топлива 92
4.1. Топливный цикл -
4.2. Изменение изотопного состава топлива в процессе эксплуатации реактора . . 99
4.3. Топливная кампания 111
4.4. Технология перегрузки топлива 122
4.5. Контроль герметичности оболочек твэлов 129
Глава пятая. Режимы пуска и останова энергоблоков 131
5.1. Физический и энергетический пуск реактора —
5.2. Пуск и останов ЯППУ с реакторами ВВЭР 142
5.3. Влияние отравления реакторов на режимы пуска и останова 152
Ксеноновое отравление 153
Самариевое отравление 159
5.4. Особенности пуска и останова ЯПГГУ с реакторами РБМК 164
5.5. Особенности пуска и останова ЯППУ с реакторами БН 168
5.6. Пуски останов паротурбинной установки 171
Глава шестая. Стационарные режимы эксплуатации энергетических блоков. . . .186
6.1. Методы определения показателей тепловой экономичности энергоблоков . . —
6.2. Программы регулирования энергетических блоков АЭС 201
6.3. Работа системы регенеративного подогрева питательной воды при перемен-
ных режимах 217
6.4. Продление рабочей кампании энергоблоков ВВЭР 236
6.5. Особенности работы атомных ТЭЦ и атомных станций теплоснабжения .... 247
6.6. Обеспечение безопасности при эксплуатации реакторов : 257
Глава седьмая. Переходные режимы энергоблоков 267
7.1. Процессы изменения мощности энергоблоков —
7.2. Маневренные характеристики энергоблоков АЭС 276
7.3. Режимы работы энергоблоков при их участии в регулировании частоты и
противоаварийном управлении энергосистемами 286
379
Глава восьмая. Аварийные режимы энергоблоков АЭС 291
8.1. Причины возникновения аварийных режимов —
8.2. Аварийные защиты и системы обеспечения безопасности 297
8.3. Проектные аварии 310
Аварии с введением положительной реактивности —
Аварии с нарушением отвода теплоты от активной зоны
Отключение турбины 327
Полное обесточивание блока 330
8.4. Тяжелые аварии 332
Общий обзор аварий на АЭС —
Авария на АЭС "Три-Майл-Айленд" -
Авария на Чернобыльской АЭС 350
Глава девятая. Организация эксплуатации оборудования АЭС 363
9.1. Принципы организации эксплуатации оборудования —
9.2. Роль эксплуатационного персонала в обеспечении надежной, безопасной и
эффективной эксплуатации АЭС 365
9.3. Подготовка и повышение квалификации эксплуатационного персонала. . . . 369
Слисок литературы 374
Предметный указатель 377
Учебник
Иванов Валерий Алексеевич
ЭКСПЛУАТАЦИЯ АЭС
Редактор Ю. В. Долгополова
Художественный редактор В. М. Мартынов
Технический редактор Ю. А. Богданова
Корректор Н. Д. Быкова
ИБ 2439
Лицензия на издательскую деятельность Министерства печати и информации Рос-
сии ЛР № 010256 от 07.07.92. Подписано в печать с оригинал-мТкета 14.12.94
Формат 60Х 90 /16. Бумага офсетная. Гарнитура Пресс-Роман. Печать офсетная.
СШ)ПеЧ' Л" кр.-отт. 24. Уч.-изд. л. 25,8. Заказ № 1020. Тираж 1500 экз.
Энергоатомиздат, Санкт-Петербургское отделение.
'91187, Санкт-Петербург, Марсово поле, 1.
ГГТП «Печатный Двор» Комитета РФ по печати.
197110, Санкт-Петербург, Чкаловский пр., 15.