Материал: Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции (1994 г., 5-е издание)

Рис. 7.6. Барабан-сепаратор РБМК

1 — дырчатый пароприемный щит; 2 — дырчатый погруженный щит; 3 — слив отсепариро-ванной воды; 4 — заградительный щиток; 5 — направляющий короб; 6 — вход пароводяной смеси; 7 — коллектор питательной воды; 8 — раздающие патрубки питательной воды; 9 — защитный кожух; 10 — опускные патрубки; 11 — смесители

проведением такой же реконструкции РБМК на всех остальных АЭС. Известна также невозможность сооружения единого защитного колпака для таких реакторов. Выключить эти реакторы из работы нет возможности, так как только в России их установлено на 11 млн кВт /на трех АЭС/ и заменить эти мощности обычной энергетикой в современных условиях невозможно.

7.2. Требования к повышению надежности

ибезопасности атомной электростанции

Внастоящее время ведутся интенсивные разработки по созданию безопасных АЭС обоих применяемых типов, в частности, работы, приближающие надежность отечественных АЭС к надежности зарубежных АЭС. Так, принято решение об обязательности сооружения единого защитного колпака под реакторным отделением, что,

ксожалению, невозможно для АЭС с РБМК. Этому препятствует большая разветвленность его реакторного контура, что побуждает заменить единый защитный колпак системой герметичных помещений. Строительные размеры для АЭС с РБМК значительно отличаются как по площади, так и по объемам.

Что же касается АЭС с ВВЭР, то их надежность существенно снизилась при переходе от 440 МВт к 1000 МВт, как это было показано в гл. 6. В связи с этим для реакторов ВВЭР-1000 в настоящее время не изыскиваются новые конструктивные решения, а основное внимание уделяется разработке повышенной безопасности всей АЭС. В последние годы было показано, что важнейшей задачей является проблема отведения

117

остаточной теплоты. В новых проектах АЭС с ВВЭР реализуется концепция пассивного аварийного отвода, основанная на системе рассеяния остаточной теплоты (оказавшейся весьма значительной) от активной зоны с использованием естественной циркуляции и воздухоохлаждения, причем эти установки ранее вообще не входили в состав АЭС.

В целом безопасность ядерного реактора базируется на определенных требованиях, предъявляемых еще до ввода в постоянную эксплуатацию, а именно:

—обеспечение высокого качества проектирования, изготовления и монтажа оборудования;

—обеспечения технологического и схемного исключений опасных последствий любых единичных нарушений;

—ограничения последствий возможных аварийных ситуаций.

Контур теплоносителя, сосуды, оборудование и трубопроводы реакторного контура должны быть рассчитаны, сконструированы, изготовлены и введены в эксплуатацию таким образом, чтобы вероятность большого разрыва или значительной течи была предельно малой в течение всего времени работы установки.

Все оборудование контуров теплоносителя должно удовлетворять специальным нормам проектирования, изготовления и эксплуатации сосудов и трубопроводов высокого давления, используемых в атомной энергетике. Проект реакторной установки должен быть выполнен таким образом, чтобы свести к минимуму вероятность быстро прогрессирующего повреждения. Контур теплоносителя должен выдерживать без разрывов (лишь с ограниченным в допустимых пределах поглощением энергии за счет пластической деформации) статические и динамические нагрузки, возникающие в любых его узлах и компонентах при любых возможных непреднамеренных и внезапных выделениях энергии в теплоноситель. Все основные элементы реакторного контура должны иметь специальные устройства и приспособления для проверок, испытаний и наблюдения за их плотностью в течение всего срока эксплуатации установки.

Предусматривают четыре категории устройств, обеспечивающих безопасность АЭС:

— устройства нормальной эксплуатации,

— защитные устройства,

— локализующие устройства,

— систему аварийного охлаждения активной зоны (САОЗ).

Последняя система рассчитана на случай практически невозможной так называемой "максимальной проектной аварии" (МПА), под которой понимается местный полный разрыв главного циркуляционного контура. Назначение защитных устройств — аварийный останов реактора с соответствующим отводом теплоты из активной зоны для недопущения ее расплавления. Назначение системы локализации аварии — не допустить распространения радиоактивности за пределы герметичных помещений АЭС даже при МПА.

В настоящее время вопросам безопасности работы АЭС уделяется все большее внимание. Так, на устройства обеспечения безопасности работы требуется 25 — 30%

118

общих затрат на сооружение АЭС, причем значительная часть этих затрат связана с отводом так называемого "остаточного тепловыделения", под которым понимается выделение теплоты от остановленного реактора из-за продолжающегося длительного радиоактивного распада продуктов деления урана, которое, даже после 100 суток составляет до 0,5% номинальной мощности.

7.3. Главный циркуляционный насос

Важным элементом реакторного контура является главный циркуляционный насос (ГЦН). В системе мощной АЭС любого типа циркуляция теплоносителя в нормальной эксплуатации принудительная. Большая протяженность циркуляционного контура, составляющая, например, для каждой петли ВВЭР-1000 более 46 м, значительная скорость теплоносителя и стремление к компактности размещения оборудования приводят к значительным сопротивлениям, преодоление которых за счет естественной циркуляции возможно только при малой нагрузке — это и используется в аварийных ситуациях. ГЦН предназначен для работы при высоком давлении, но может работать и при низком — начиная с 2,0 МПа, что необходимо при пусковых операциях.

Основное требование, предъявлявшееся к ГЦН в начале развития атомной энергетики, сводилось к полному отсутствию протечек, что существенно усложняло и удорожало конструкцию насоса. Такие герметичные ГЦН по стоимости составляли заметную долю стоимости всей станции. Рабочее колесо, электродвигатель и вал были герметизированы в общем корпусе, соединяемом с трубопроводами контура. Недостатком этих насосов являлся также их низкий КПД-60-65%. Для современных реакторных контуров такие насосы не используются, а применяются ГЦН с контролируемыми протечками среды, организованно возвращаемыми в контур. Для уменьшения таких протечек разработаны механические уплотнения вала насоса и относительно несложные вспомогательные контуры уплотняющей воды. Эти насосы вдвое дешевле герметичных в основном за счет перехода к выносному электродвигателю обычного исполнения. КПД таких насосов на 12 — 15 % больше герметичных. Так же как и для герметичных насосов использована одноступенчатая конструкция с одним рабочим колесом с консольным расположением его на вертикальном валу, обеспечивающим удобство обслуживания.

Циркуляционные насосы с механическим уплотнением вала (рис. 7.7) обеспечивают утечки ограниченные, относительно стабильные и контролируемые в эксплуатации.

Гидравлическая часть насоса состоит из эллиптического корпуса, проточной части со всасывающим и нагнетательным патрубками, одностороннего рабочего колеса, консольно расположенного на валу ротора, направляющего аппарата и узлов уплотнения.

Насосный агрегат имеет следующие вспомогательные системы (рис. 7.8): масляную систему для подачи масла на смазку верхнего подшипника, состоящую из маслонасосов, маслоохладителей и фильтров; систему охлаждения элементов насосного агрегата и электродвигателя технической водой промежуточного контура; систему подпитки, предназначенную для запирания теплоносителя первого контура в зоне уплотнения вала насоса путем подачи в камеру уплотнения очищенного и дегазированного теплоносителя с давлением, превышающим давление в контуре. При этом часть уплотняющей воды через уплотнение поступает в контур, не допуская выхода наружу радиоактивной воды, а остальная часть сбрасывается в деаэратор подпитки контура для ВВЭР и в основной деаэратор для РБМК.

119

195 для АЭС с ВВЭР: 1 — вал электродвигателя; 2 — маховик; 3 — электродвигатель; 4 — соединительная муфта; 5 — радиально-упорный подшипник; 6 — узел уплотнения; 7 — корпус; 8 — опорные лапы

Рис. 7.8. Уплотнения циркуляционного насоса ГЦН-195: 1, 2 — отвод и подвод воды промконтура; 3 —

отвод на дроссель; 4, 5 — сливы утечек воды и масла; 6, 7 — отвод и подвод масла; 8 — подвод запирающей воды

Рис. 7.9. Расход теплоносителя через ГЦН — 195 в зависимости от времени с момента прекращения электропитания

121