Основные этапы создания реакторных установок ВВЭР-440 и ВВЭР-1000

Начало 70-х годов ознаменовало бурное развитие атомной энергетики. Опыт эксплуатации атомных электростанций во многих странах к 1971 году убедительно показал, что атомная энергетика является надежным источником электроэнергии.

По данным МАГАТЭ, на конец апреля 1971 года в мире работали 102 реактора АЭС, в общей сложности наработано более 700 реакторолет.

Наиболее широкое применение на АЭС имели реакторы типа ВВЭР (PWR). Как и ранее, важнейшей задачей оставалось решение проблемы обеспечения надежной и безопасной эксплуатации атомных станций. Это подтвердила 4-ая Женевская конференция, где из 78 докладов по проблемам атомной энергетики 24 доклада были посвящены рассмотрению принципиальных путей подхода к обеспечению безопасности АЭС.

В нашей стране одним из основных направлений развития атомной энергетики на период после 1971 года было строительство атомных электростанций с реакторными установками ВВЭР, что подтверждалось постановлением Правительства № 684-200 от 16.09.71 г.

К началу 70-х годов эксплуатировалось 3 энергоблока АЭС с ВВЭР: в нашей стране ВВЭР-210 и ВВЭР-365 (1 и 2 блоки НВАЭС) и в Германии АЭС «Райнсберг» с ВВЭР-70.

В 1971 и 1972 годах были сданы в эксплуатацию первые ВВЭР-440 (В-179) на 3 и 4 блоках НВАЭС, в 1973 и 1974 годах начали эксплуатацию ВВЭР-440 (В-230) на 1 и 2 блоках Кольской АЭС, в 1974 и 1975 годах — ВВЭР-440 (В-230) на 1 и 2 блоках АЭС «Козлодуй» в Болгарии. Велось строительство АЭС с ВВЭР-440 (В-230) в Германии (АЭС «Норд», 1-4 блоки), в Чехословакии (АЭС «Богунице В-1» 1 и 2 блоки), в Болгарии (АЭС «Козлодуй» 3 и 4 блоки), в Армении (В-270, 1 и 2 блоки). Указанные энергоблоки АЭС завершали первый этап создания АЭС с ВВЭР, они характеризуются системами безопасности, не отвечающими мировым нормам и правилам по атомной энергетике, а отечественных норм по безопасности ещё не было.

Второй этап начинался с создания вторых очередей АЭС с реакторными установками ВВЭР-440 — с РУ В-213 в Германии, Чехословакии, на Кольской АЭС (3 и 4 блоки), а также строительства таких энергоблоков в Финляндии (1 и 2 блоки АЭС «Ловииза»), Венгрии (1-4 блоки АЭС «Пакт»), на Ровенскои АЭС (I и 2 блоки) и реакторными установками ВВЭР-1000 (В-187 на 5 блоке НВАЭС, В-302 и В-338 на 1 и 2 блоках ЮУАЭС, В-338 на 1 и 2 блоках Калининской АЭС, В-320 на Запорожской АЭС и других).

На этом этапе был разработан проект реакторной установки ВВЭР-440 (В-318) для АЭС «Хурагуа» с двумя блоками на Кубе, строительство которых было остановлено.

На 2-ом этапе реакторные установки ВВЭР и АЭС в целом снабжались системами безопасности, обеспечивающими нерасплав-ление активной зоны и выход радиоактивных продуктов деления в пределах установленных норм при всех аварийных ситуациях, рассмотренных в проекте, включая аварию с разрывом самого крупного трубопровода первого контура.

Проекты ВВЭР-440 первого этапа создания.

Проекты ВВЭР-440 первого поколения (В-179, В-230, В-270) разрабатывались при отсутствии отечественных нормативов по безопасности АЭС, по общепромышленным правилам, нормам и стандартам, также как и ремонт электродвигателей в Екатеринбурге, а наиболее ответственное оборудование реакторных установок выполнялось по специально разработанной нормативно-технической документации. В основу безопасности закладывалось условие невозможности крупного нарушения герметичности первого контура, которое могло привести к существенному ухудшению охлаждения активной зоны реактора. Принцип обеспечения безопасности опирался на мероприятия, направленные на предотвращение возникновения опасных исходных событий. Были предусмотрены, в первую очередь, меры обеспечения качества конструирования, изготовления и монтажа оборудования, повышенных требований к эксплуатации. Основное оборудование первого контура (реактор, парогенераторы, компоненты главного циркуляционного контура и т.д.) имели высокую степень надежности и соответствующие конструктивные запасы, которые практически обеспечивали исключение аварии большей, чем было принято в проектах — потеря герметичности первого контура до величины, эквивалентной разрыву трубопровода диаметром до 100 мм. Для ограничения истечения все подсоединения к главному циркуляционному трубопроводу снабжались вставками диаметром 32 мм, что обеспечивало максимальную расчетную величину истечения, эквивалентную отверстию диаметром 32 мм.

Система локализации предусматривалась, исходя из указанного масштаба аварии. Теплотехнические обоснования исходили из того, что при заданной аварии уровень воды в реакторе всегда будет выше уровня активной зоны. При разработке систем и оборудования, работающих под давлением, использовался принцип невозможности мгновенного разрушения.

Глушение ядерной реакции обеспечивается одной из двух независимых систем безопасности, реактор автоматически переводится в режим расхолаживания.

Локализация течи первого контура осуществляется в герметичных помещениях, в которых размещаются оборудование и системы радиоактивного контура теплоносителя, рассчитанных на избыточное давление 0,1 МПа. При повышении избыточного давления до 0,02 МПа включается спринклерная система, в которую входят бак запаса борного раствора 800 м3 и три насоса производительностью 400 м/ч каждый. При дальнейшем повышении давления в герметичных помещениях срабатывают предохранительные клапаны сброса давления из боксов парогенераторов — первый при давлении 0,06 МПа производительностью 25 кг/с, вторые (8 клапанов с производительностью 180 кг/с каждый) при давлении 0,08 МПа. Имеется система аварийного ввода бора, состоящая из того же бака запаса борного раствора на 800 м3 и двух групп по 3 насоса производительностью 50 м/ч и напором 13 МПа, которые включаются при снижении уровня в компенсаторе давления на 2,56 м.

Защитными барьерами безопасности (по современным представлениям) являются:

  • первый — топливная матрица;
  • второй — оболочка тепловыделяющего элемента;
  • третий — граница контура теплоносителя (первого контура).
  • четвертый — герметичные помещения первого контура (защитный колпак реактора, боксы ГЦК, ГЦН, ПГ), рассчитанные на разрыв трубопровода первого контура с эквивалентным диаметром 32 мм.

Проекты ВВЭР второго этапа создания

В 1970 году при разработке проекта АЭС с ВВЭР-440 для Финляндии впервые в нашей стране были сформулированы требования к безопасности АЭС, на базе которых в 1971 году был составлен и в 1973 году опубликован нормативный документ «Основные положения по обеспечению безопасности АЭС» (ОПБ-73). В 1974 году были разработаны проекты для серии АЭС с ВВЭР-440 (В-213): по два энергоблока на Кольской и Ровенскои АЭС в нашей стране, десять — в Чехословакии, четыре — в ГДР, четыре — в Венгрии, два — в Финляндии.

В этих проектах предусмотрены технические меры, обеспечивающие безопасность АЭС при авариях, связанных с мгновенным разрывом главного циркуляционного трубопровода с внутренним диаметром 500 мм.

Во всех проектах АЭС с В-213 (кроме АЭС в Финляндии) оборудование, трубопроводы и системы первого контура размещаются в защитных герметичных боксах, рассчитанных как на восприятие нагрузок, возникающих при авариях, так и на восприятие внешних нагрузок (ветровые, сейсмические и т. д.). Конденсация образующегося при аварии пара и локализация неконденсирующихся продуктов в пределах герметичной зоны производится барботажно-вакуумной системой ограничения последствий аварии с потерей теплоносителя.

Объем теплоносителя, выброшенного в гермозону при разрыве Ду 500, оценивается в 126 м3 при t=280 °C, время выброса — 28 секунд.

На всех коммуникациях, связывающих герметичные помещения с оборудованием и системами, располагаемыми в негерметичной зоне, устанавливается локализующая арматура, отсекающая их при возникновении опасности выхода продуктов деления за пределы герметичной зоны.

Герметичные помещения и оборудование, расположенные в них, рассчитаны на:

1. Нормальные условия эксплуатации:

  • температура — не более 60 °С;
  • давление — не более 20 мм в. ст. (разрежение);
  • влажность — не более 90%.

2. Аварийный режим «малой течи» (оборудование может работать длительное время без ревизии):

  • температура — не более 70 °С;
  • давление — не более 1,2 ата;
  • влажность — парогазовая смесь;
  • время существования — не более 50 часов;
  • частота возникновения — 1 раз в 2 года.

3. Режим максимальной аварии (оборудование останавливается для ревизии):

  • температура — не более 127 °С;
  • давление — 2,5 ата;
  • влажность — парогазовая смесь;
  • частота возникновения — 1 раз в 100 лет.

Защитными барьерами безопасности являются:

  • первый барьер —топливная матрица;
  • второй барьер — оболочка тепловыделяющего элемента;
  • третий барьер — граница контура теплоносителя (первого контура);
  • четвертый барьер — защитные герметичные боксы с барботажно-вакуумной системой, рассчитанные на мгновенный разрыв трубопровода внутренним диаметром 500 мм.

На АЭС с В-213 в Финляндии в качестве четвертого барьера применена защитная оболочка с ледовым конденсатором.

В проектах АЭС с ВВЭР-1000 учитываются аварии, связанные с разрывом трубопровода первого контура максимального диаметра (Д = 850 мм), сопровождающиеся выбросом всей воды из первого контура.

Постулируется, что аварии сопровождаются полным обесточиванием АЭС и совпадают с максимальным землетрясением.

В качестве локализующей системы используется герметичное защитное здание (оболочка), рассчитанное на абсолютное давление 5 ата, т.е. на давление, которое может возникнуть при выходе всей воды из первого контура.

Защитная оболочка цилиндрической формы Двн=45м с полусферическим куполом выполнена из предварительно напряженного железобетона.

Оборудование и системы, расположенные под защитной оболочкой, рассчитаны на следующие параметры среды:

1. Нормальные условия эксплуатации:

  • температура — не более 60 °С;
  • давление — не более 0,103 МПа;
  • влажность — не более 90%.

2. Режим нарушения теплоотвода из герметичной части:

  • температура — не более 70 °С;
  • давление — не более 0,12 МПа;
  • влажность — 100%;
  • время существования — до 15 ч;
  • частота возникновения — 1 раз в год.

3. Режим «малой течи»:

  • температура — до 90 °С;
  • давление—до0,17 МПа;
  • влажность — паровоздушная смесь;
  • время существования — до 5 ч;
  • частота возникновения — 1 раз в 2 года.

4. Режим «большой течи»:

  • температура — до 150 °С;
  • давление — до 0,39 МПа;
  • влажность — паровоздушная смесь;
  • частота возникновения — 1 раз за срок службы.

Система безопасности включает также:

  • системы аварийного охлаждения активной зоны (САОЗ) высокого и низкого давления;
  • систему защиты первого и второго контуров от превышения давления;
  • систему аварий ной питательной воды;
  • систему аварийного газоудаления из первого контура;
  • обеспечивающие вентсистемы;
  • системы управления и защиты.

Защитными барьерами безопасности являются:

  • первый —топливная матрица;
  • второй — оболочка тепловыделяющего элемента;
  • третий — граница контура теплоносителя (первого контура);
  • четвертый — плотнопрочная железобетонная защитная оболочка со спринклерной системой, рассчитанная на разрыв трубопровода Ду 850.

В проекте ВВЭР-440 (В-318) для АЭС «Хурагуа» в качестве локализирующей системы используется защитная оболочка с бар-ботажными устройствами, которые позволяют принять всю воду первого контура при максимальной проектной аварии (МПА) — разрыве трубопровода Ду 500.

Защитная железобетонная оболочка с полусферическим куполом и кольцевой обстройкой, расположенных на одной фундаментной плите (внутренний диаметр 45 м), делится на три зоны:

  • гермозона 1;
  • гермозона 2;
  • зона негерметичных помещений защитной оболочки. Гермозона 1 рассчитана на внутреннее избыточное давление 0,5 кгс/см2 при МПА и является ловушкой для воздуха, вытесняемого из гемозоны 2 через барботажно-вакуумную систему.

Гермозона 2 имеет биологическую защиту. В ней размещается оборудование и трубопроводы с радиоактивным теплоносителем. Гермозона и оборудование, расположенное в них, рассчитаны на:

1. Нормальные условия эксплуатации:

  • температура — не более 60 °С;
  • давление — не более 20 мм в. ст.;
  • влажность — не более 90%.

2. Аварийный режим «малой течи»:

  • температура — не более 70 °С;
  • давление — не более 1,2 ата;
  • влажность — парогазовая смесь;
  • время существования — не более 50 ч;
  • частота возникновения — 1 раз в 2 года.

3. Режим максимальной аварии:

  • температура — не более 127 °С;
  • давление — не более 2,5 ата;
  • влажность — парогазовая смесь;
  • время существования избыточного давления — не более 0,5 ч;
  • послеаварииное разрежение — не более 50 ч.

В помещениях негерметичной зоны реакторного отделения под шахтой реактора располагается оборудование, непосредственно связанное с обеспечением работы оборудования первого контура.

Спринклерная и барботажная системы удерживают радиоактивные продукты без превышения норм по выброс при 10% оплавлении топлива и 100 % разгерметизации твэл, время образования разрежения — 5 минут.

Системы включают:

  • конденсаторы-барботеры;
  • пассивные спринклерные устройства (баки, трубы, сопла), которые работают за счет разности давления в коллекторе и баках;
  • активную сприклерную систему, которая содержит три независимые системы, каждая система содержит три насоса.

Защитными барьерами безопасности являются:

  • первый —топливная матрица;
  • второй — оболочка тепловыделяющего элемента;
  • третий — граница контура теплоносителя (первого контура);
  • четвертый — защитная железобетонная оболочка с системой снижения давления, рассчитанная на мгновенный разрыв трубопровода внутренним диаметром 500 мм.
Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!:

Adblock detector