Физические особенности и конструкция реактора ВВЭР-1000: Учебное пособие

Министерство образования и науки Российской Федерации Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ» Обнинский институт атомной энергетики

С.Т. Лескин, А.С. Шелегов, В.И. Слободчук

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ И КОНСТРУКЦИЯ РЕАКТОРА ВВЭР-1000 Рекомендовано УМО «Ядерные физика и технологии» в качестве учебного пособия для студентов высших учебных заведений

Москва 2011

УДК 621.039.5(075) ББК 31.46я7 Л 50 Лескин С.Т., Шелегов А.С., Слободчук В.И. Физические особенности и конструкция реактора ВВЭР-1000: Учебное пособие. М.: НИЯУ МИФИ, 2011. – 116 с. Рассмотрены принципы физического проектирования, критерии обеспечения безопасности и особенности конструкции ядерного энергетического реактора типового проекта ВВЭР-1000. Описаны конструкция тепловыделяющих сборок и топливных каналов активной зоны, принципы и средства управления реакторной установкой. Изложены основные особенности физики реактора ВВЭР-1000. Пособие содержит основные технические характеристики реакторной установки, системы управления и защиты реактора, а также тепловыделяющих элементов и их сборок. Представленная в пособии информация может быть использована только для обучения и предназначена для студентов специальности 140404 «Атомные электростанции и установки» при освоении дисциплины «Ядерные энергетические реакторы». Подготовлено в рамках Программы создания и развития НИЯУ МИФИ. Рецензент доц. В.И. Савандер

ISBN 978-5-7262-1492-4

© Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ», 2011

2

Введение Развитие ядерной энергетики предполагает появление инновационных проектов ядерных реакторов, безопасность которых обеспечивается во многом за счет свойств самозащищенности. Однако для большинства инновацонных проектов степень реализации свойств самозащищенности не является абсолютной и потому требует всесторонней оценки на основе качественного и количественного анализа с учетом накопленного опыта эксплуатации существующих реакторных установок. В настоящее время в России и за рубежом в эксплуатации находятся 52 АЭС с ядерными реакторными установками (РУ) с водоохлаждаемыми реакторами типа ВВЭР и среди них 28 РУ с реактором ВВЭР-1000 и 24 РУ с реактором ВВЭР-440. Сегодня в России работают девять АЭС, на которых эксплуатируется 29 реакторов (основная доля реакторов − РБМК и ВВЭР). Общая установленная мощность российских АЭС около 21,2 ГВт, что составляет примерно около 11 % всех генерируемых мощностей. Более 1290 реакторолет эксплуатации продемонстрировали высокий уровень безопасности АЭС с ВВЭР при экономических характеристиках, соответствующих требованиям эксплуатирующих организаций. На современном этапе поставлена задача начать разработку новых проектов для обеспечения перехода к инновационным технологиям развития атомной энергетики на последующем этапе, с принципиальной ориентацией на замкнутый топливный цикл. Необходима реализация оптимального сочетания целевых показателей экономичности выработки электроэнергии и топливоиспользования (КИУМ = 0,9, КТИ = 0,92, длительность топливной кампании – до 350 эфф. сут, максимальная глубина выгорания топлива – до 70 МВт сут/кгU, топливный цикл – 24 мес. и т.д.). Увеличение тепловой мощности реактора до 3300 МВт с одновременным повышением КПД (нетто) энергоблока до 36 % позволит увеличить электрическую мощность (брутто) до 1300 МВт. Вышеперечисленные перспективы развития атомной энергетики возможны за счет оптимизация технических решений по системам 3

безопасности. Необходима модернизация структуры систем безопасности в направлении оптимизации сочетания активного и пассивного принципов. Важным аспектом является проработка варианта удержания расплава в корпусе реактора при тяжелых авариях за счет внутреннего и внешнего охлаждения. Ведутся работы по увеличению времени эффективного действия пассивных систем безопасности и управления авариями без вмешательства оператора и потребности в электроэнергии до 72 ч. Вместе с тем постоянно действующая тенденция повышения безопасности и экономичности АЭС, базирующаяся на требованиях нормативных документов, требованиях эксплуатирующих организаций и опыте эксплуатации, проявляется в настоящее время при разработке новых проектов и строительстве АЭС. Должна быть также обеспечена конкурентоспособность АЭС в сравнении с электростанциями на органическом топливе по затратам на сооружение и эксплуатацию с учетом современных тенденций в ценообразовании. Такова первоочередная задача, на решение которой нацелена разработка новых проектов АЭС и сооружение объектов в соответствии с Федеральной целевой программой «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007−2010 годы и на перспективу до 2015 года».

4

Глава 1. Физические особенности реактора ВВЭР-1000 Активные зоны новых строящихся и проектируемых ВВЭР имеют значительную общую неизменяемую часть, параметры которой выбраны ещё при проектировании серийного ВВЭР 1000. К ним относятся поперечные размеры активной зоны и ТВС, соответственно форма ТВС и компоновка активной зоны. Они стали важной составной частью общей технологии ВВЭР, которая заняла значительное место в мировой атомной энергетике. Все дальнейшие модификации направлены, во-первых, на адаптацию к требованиям новых проектов РУ, во-вторых, на обеспечение конкурентных экономических показателей. Соответственно конструкции активных зон новых проектов РУ с ВВЭР, которые создаются по эволюционному принципу, учитывают все предшествующие усовершенствования. Данные проекты, кроме того, создаются с учетом возможности реализации тех ориентиров, которые ставятся в технических заданиях на новые проекты РУ. Это относится, например, к обоснованиям для высокого выгорания топлива и работы РУ в маневренном режиме. Рассмотренные в данной главе физические особенности активной зоны являются решением оптимизационной задачи по получению нейтронно- и теплофизических характеристик зон, которые позволяют обеспечить безопасность технологического процесса и приемлемые технико-экономические характеристики, а именно: • безопасные отвод от зоны тепловой энергии при работе на номинальной мощности и в переходных режимах; • оптимальный по технико-экономическим показателям топливный цикл при эксплуатации реактора; • возможность безопасного и надежного регулирования мощности во всех технологических режимах. 1.1. Особенности нейтронно-физических характеристик реакторов ВВЭР 1. Физической особенностью ВВЭР, во многом определяющей нейтронно-физические характеристики реакторов этого типа, является тесная решетка твэлов. В тесной решетке твэлы 5

расположены настолько близко друг от друга, что нейтрон, вылетевший из топлива, с довольно большой вероятностью может испытать первое соударение в соседних топливных блоках. Очевидно, что в тесных решетках должно выполняться условие l ≤1, λs (E )

где l – средний путь нейтрона в замедлителе; λ s ( E ) − длина свободного пробега в замедлителе. Применение в ВВЭР тесной решетки − неизбежное следствие использования в качестве замедлителя воды. Сечение поглощения тепловых нейтронов водородом велико по сравнению с сечением поглощения углеродом и бериллием (~102 раз). Чтобы отношение, определяющее долю поглощения нейтронов замедлителе, равнялось

V1Σ a 1 Φ 1 V0 Σ a 0 Φ 0

≈ 0,1 ÷ 0,3 (для обогащения урана 3%),

V1 ~2. V0 В то же время замедляющая способность воды ξΣ s (где ξ − средняя потеря летаргии при одном столкновении, она в 20 раз больше, чем у углерода, и равна

необходимо иметь отношение объемов воды и топлива

ξ = U ′ − U = ln

E , E′

где E − энергия нейтрона до столкновения; E ′ − энергия нейтрона после столкновения) достаточна для того, чтобы при таких малых V значениях отношения 1 обеспечить относительно низкую вероV0 ятность поглощения нейтронов в процессе замедления. 2. Теснота, в свою очередь, приводит к тому, что максимум спектра нейтронов смещается в область более высоких энергий. Относительно большая жесткость спектра нейтронов и заметная доля деления надтепловыми нейтронами – особенность, которую необходимо учитывать при проведении физического расчета. 6

Весьма заметную роль процессы радиационного захвата и деления в области надтепловых нейтронов играют при больших выгораниях топлива, когда накапливается значительное количество ядер 239 Pu , имеющую резонансы в этой области энергий. 3. Жесткость спектра нейтронов в ВВЭР приводит к достаточно большой доле делений 238 U. 4. Относительно велика вероятность для нейтрона резонансных энергий, вылетающего из блока, испытать первое столкновение в одном из соседних блоков. Поскольку минимальное расстояние между твэлами в ВВЭР примерно в два раза меньше длины свободного пробега до рассеяния резонансных нейтронов в воде, это приводит к тому, что спектр падающих на блок нейтронов будет обеднен нейтронами резонансных энергий. То есть имеет место взаимное «затенение» блоков для нейтронов резонансных энергий. Взаимное «затенение» блоков для резонансных нейтронов, связанное с деформацией по сравнению с φ( E ) / E спектра нейтронов (спектр Ферми для тепловых реакторов с разреженной решеткой), падающих на твэл, способствует некоторому увеличению вероятности избежать резонансного поглощения. В то же время диаметры топливных блоков в тесных решетках (7−9 мм) существенно меньше, чем в разреженных (25−30 мм). Переход к тонким блокам приводит к заметному уменьшению φ . Это уменьшение не компенсируется эффектом «затенения», поэтому φ в тесных решетках ниже, чем в разреженных, и в существующих ВВЭР находится в пределах 0,74−0,78. 5. Сечение поглощения в ячейке всегда значительно больше сечения поглощения чистой воды, потому для ВВЭР характерны малые значения длин замедления и диффузии тепловых нейтронов в решетке. Вследствие этого при нарушениях однородности решетки (водяные зазоры между кассетами; трубки, заполненные водой и т.д.) наблюдается всплеск потока тепловых нейтронов, что приводит к деформации распределения энерговыделения. Это особенно важно учитывать при компоновке активной зоны и перестановках ТВС при перегрузках. 7

6. Поведение активной зоны реактора при стационарных и переходных режимах работы определяется коэффициентами реактивности, которые изменяются в процессе работы реактора и в зависимости от состояния реактора. Для реактора ВВЭР характерен большой диапазон изменения температурного, плотностного и мощностного эффектов реактивности в процессах разогрева реактора и вывода его на мощность. Это объясняется сильной зависимостью плотности воды от температуры. Результаты расчетов показывают, что на протяжении всей кампании во всех возможных режимах работы на мощности обеспечивается отрицательный коэффициент реактивности по мощности и температуре замедлителя. Коэффициенты реактивности рассчитываются для различных состояний реактора: • холодное (температура теплоносителя и топлива равна 20 °С); • горячее (температура теплоносителя и топлива равна 306 °С, отравления нет); • рабочее (средняя температура теплоносителя равна 306 °С, температура топлива соответствует номинальной мощности, отравление стационарное). В табл. 1.1 для примера приведены значения коэффициентов реактивности Запорожской (в скобках − Волгодонской) АЭС при критической концентрации бора в теплоносителе. Из таблицы видно, что большинство эффектов имеют отрицательное значение. Отрицательное значение результирующих обратных связей по реактивности приводит к динамической устойчивости реактора. Следует отметить, что величина температурного эффекта реактивности, включающего изменение температуры топлива и теплоносителя, во всем диапазоне изменения температур от 20 до ∂ρ ⎞ 300 °С не линейна. Температурный коэффициент ⎛⎜ αT = ⎟ уве∂T ⎠ ⎝ личивается по абсолютной величине с ростом температуры теплоносителя.

8

Таблица 1.1 Первая загрузка при 3-годичной загрузке Состояние активной зоны

Значение

Холодное Горячее Рабочее

+0,1 −0,5 (−0,36) −1,0 (−1,4)

по плотности теплоносителя

Холодное Горячее Рабочее

−0,15 −0,04 (0,094) +0,04 (0,05)

∂ρ × 10−4 , 1 град ∂tU по температуре топлива

Холодное Горячее Рабочее

−0,3 −0,25 (−0,27) −0,2 (−0,22)

∂ρ × 10−4 , 1 (%) ∂N мощностной, определяемый изменением температуры теплоносителя, топлива, связанный с изменением мощности при постоянной температуре на входе в активную зону

Рабочее

−1,2

∂ρ г (B) , 1 кг (H 2 O) ∂C B по концентрации бора в теплоносителе

Холодное Горячее Рабочее

−0,095 −0,075 −0,07

Коэффициент реактивности

∂ρ × 10−4 , 1 град ∂tH 2O по температуре теплоносителя, включая изменение плотности ∂ρ , 1 ( г см3 ) ∂γ H 2O

Зависимость мощностного эффекта реактивности от мощности также нелинейная. Но, в отличие от температурного коэффициента ∂ρ ⎞ реактивности, мощностной коэффициент ⎛⎜ α N = ⎟ уменьшается ∂N ⎠ ⎝ с ростом мощности. Большую часть мощностного эффекта реактивности составляет доплер-эффект, что приводит к уменьшению вероятности избежать резонансного поглощения нейтронов. Вследствие этого, нейтронный поток в участках твэлов с максимальной температурой уменьшается и соответственно уменьшается в них 9

энрговыделение. Этот эффект приводит к саморегулированию активной зоны. Для одного и того же топливного цикла эффекты реактивности мало меняются, но с изменением состава топлива, например, с изменением обогащения топлива, изменения могут достигать 15−20 %. Зависимость температурного эффекта от концентрации борной кислоты Величина и знак температурного эффекта реактивности при даннной конструкции реактора (при определенном водоурановом V отношении, для ВВЭР 1000 1 ∼ 1,7 ) зависит от критической конV0 центрации борной кислоты в воде. Эффект уменьшения по абсолютной величине отрицательного температурного коэффициента реактивности до нуля и дальнейшего его перехода в область положительных значений с увеличением концентрации борной кислоты определяется следующими физическими процессами. При увеличении температуры теплоносителя, содержащего борную кислоту, изменение Кэф происходит в результате двух факторов: с одной стороны, Кэф уменьшается в соответствии с рассмотренным выше «чистым» температурным эффектом, с другой – увеличивается из-за того, что при разогревании падает объемная концентрация борной кислоты в результате падения плотности теплоносителя и, соответственно, уменьшается Σа – макроскопическое сечение поглощения теплоносителя. Положительный вклад в Кэф зависит от величины концентрации борной кислоты в теплоносителе: чем больше концентрация, тем больше ее выводится при уменьшении плотности теплоносителя, тем значительней соответствующее увеличение Кэф При определенной концентрации положительная и отрицательная составляющие изменения Кэф вы∂ρ равниваются и становится равным нулю. При значениях ∂T ∂ρ ∂ρ концентрации больше этой − > 0, при меньших − < 0. ∂T ∂T 10

При эксплуатации максимальная критическая концентрация борной кислоты в начале кампании реактора после перегрузки. Выбор топливной загрузки осуществляется с непременным условием отрицательности температурного эффекта реактивности. Расчетное значение αT и его знак проверяются экспериментально на минимально контролируемом уровне мощности. Стационарное и нестационарное отравление Хе и Sm Изменение нейтронно-физических характеристик реакторов ВВЭР в результате стационарного и нестационарного отравления ксеноном и самарием полностью соответствует приведенному выше описанию. Глубина максимальной «иодной ямы» для ВВЭР1000 составляет ~ 3,7 %, для ВВЭР-440 ~ 4,5 %. Нестационарное отравление самарием значительно меньше, порядка 0,5−0,7 % для всех ВВЭР. Ксеноновые колебания В активных зонах реакторов ВВЭР, размеры которых много больше площади миграции нейтронов М2, могут возникать пространственно временные перераспределения энерговыделения, которые называют ксеноновыми колебаниями. Ксеноновые колебания появляются при процессах, в результате которых нарушается пространственное равновесие потока нейтронов и концентрация иода и ксенона. Причина возникновения колебаний заключается в существовании положительной обратной связи между потоком нейтронов и ксеноновой составляющей реактивности, которая проявляется тогда, когда отдельные части зоны слабо связаны взаимной диффузией нейтронов. Физику процесса рассмотрим на примере появления колебаний в результате резкого снижения мощности ВВЭР-1000 (например в результате работы ускоренной разгрузки). В результате снижения мощности до ~ 30 % Nном среднее энерговыделение и средний нейтронный поток по зоне уменьшатся примерно в 3 раза, но при этом, поскольку регулирующая группа войдет в зону на 50−70 %, относительное снижение потока в верхней и нижней части зоны будет 11

разное: в верхней части примерно в 4 раза; в нижней – в два. И в верхней и в нижней части начнет увеличиваться концентрация ксенона. Поскольку величина нейтронного потока уменьшилась по сравнению с равновесной, то накопление ксенона в верхней части будет происходить гораздо интенсивнее, что в свою очередь приведет к дальнейшему снижению нейтронного потока в верхней части. При этом в верхней части снижается и энерговыделение и, соответственно, падает скорость генерации ядер предшественника ксенона – иода, т.е. закладывается основа для обратного процесса. Параллельно в нижней части активной зоны развивается противоположный процесс. Поскольку органами регулирования мощность и, соответственно, средний по зоне нейтронный поток поддерживается на одном уровне, его величина в нижней части зоны увеличивается. Увеличение нейтронного потока вызывает ускорение в выгорании ксенона, обеспечивая быстрый переход концентрации ксенона в нижней части зоны из области нестационарного отравления в область нестационарного разотравления. При этом, как и в верхней части, закладывается основа для обратного процесса: увеличивается энерговыделение и, соответственно, выход иода. Обратный процесс начинается в результате снижения концентрации Хе в верхней части из-за уменьшения концентрации иода и роста концентрации ксенона в нижней части по причине увеличения концентрации иода. Как уже упоминалось, возможность возникновения ксеноновых колебаний связана с размерами активной зоны. В реакторах ВВЭР440 они не проявляются. В реакторах ВВЭР-1000 возможны аксиальные ксеноновые колебания. Период колебаний определяется периодом полураспада I135 и Хе135 и составляет ~ 30 ч, амплитуда зависит от начального возмущения. Контроль за наличием и величиной амплитуды колебаний осуществляется с помощью СВРК, по величине оффсета. 7. Для оценки необходимой эффективности системы управления и защиты необходимо знать интегральные эффекты реактивности. Абсолютные изменения реактивности представлены в табл. 1.2.

12

Таблица 1.2 Абсолютные изменения реактивности

ΔρT от температуры топлива при изменении мощности от 0 до 100 % Δρ H 2O от средней температуры теплоносителя

при изменении мощности от 0 до 100 % при Ρ ПГ = const Δρ Xe на нестационарном отрицательном Хе и Sm и выравнивание Δρ X изменение паросодержания в активной (0−100 % мощн.) зоне Δρcт эффективность застрявшего пучка поглотителей Δρпк подкритичность после сброса АЗ

0,013

0,014 0,015 0,002 < 0,012 0,01

С учетом точности расчета эффективности органов регулирования (~20 %) необходимая эффективность механической системы управления и защиты должна быть не менее 0,079. Для достижения проектного выгорания 40 МВт сут/кг U при длительности между перегрузками 7000 ч необходим запас реактивности ~0,13. В итоге система регулирования становится достаточно «тяжелой» (~0,2), что с учетом высказанных физических особенностей обязательно предусматривается в конструкции. Размещение поглощающих элементов в виде тонких стержней в кассетах и равномерно по активной зоне. 8. Для создания большого начального запаса реактивности необходимо загружать топливо в реактор в количестве, значительно (в 30−40 раз) превышающем критическую массу, что создает возможность образования локальных критических масс (табл. 1.3). Все это необходимо учитывать в проведении физического расчета и размещении органов СУЗ. Таблица 1.3 Критическая масса при полном заливе ТВС чистой водой при t = 20 °C и полностью извлеченных ПС СУЗ Обогащение 2 3 3,3

235

U,%

Количество ТВС 4 3 3 13

Три ТВС 4,4 % заполнены дистиллятом − тоже критическая масса.

1.2. Обеспечение безопасности при отводе тепла от активной зоны реактора Безопасность теплосъема заключается в обеспечении надежного охлаждения твэлов во всех режимах, включая аварийные, не допуская превышения предельных потоков и кризиса кипения на самых энергонагруженных участках. В противном случае, неминуемо, как минимум значительное повреждение оболочки твэла, что квалифицируется как авария. Задача решается поэтапно: • на стадии разработки конструкции ТВС полуэмпирическими расчетами и экспериментальным путем определяются предельные интегральные мощности отдельных ТВС и предельная величина линейного (на единицу длины) энерговыделения твэлов. Эти величины определяются для номинального расхода теплоносителя и возможного его снижения в наиболее неблагоприятном технологическом режиме; • на основании полученных предельно допустимых мощностей ТВС и предельных значений локальных энерговыделений рассчитываются допустимые значения коэффициентов неравномерности энерговыделния. Полученные значения являются проектными пределами при выборе очередных загрузок; • при проведении расчетов по выбору загрузок непревышение проектных пределов неравномерности энерговыделения − обязательное условие возможности эксплуатации на номинальной мощности. Если эти пределы нарушаются, мощность от номинального значения снижается на величину, пропорциональную отклонению от предела; • уровень мощности при эксплуатации поддерживается в соответствии с таблицей режимов, в которых допустимое значение мощности увязывается с коэффициентами неравномерности и расходом через активную зону – числом работающих главных циркуляционных насосов; • оперативный контроль в период эксплуатации за уровнем мощности, максимальными значениями коэффициентов неравномерности, а также за запасом до кризиса теплообмена в самых энергонапряженных участках ведется по СВРК. Периодически по данным СВРК анализируется и соответствие распределения энер14

говыделения расчету в целом по зоне. В табл. 1.4 даны предельные коэффициенты неравномерности для номинальной мощности реактора ВВЭР. Таблица 1.4 Предельные коэффициенты неравномерности для номинальной мощности реактора ВВЭР Коэффициент

Kq

Предельное значение для ВВЭР-1000 1,35

Kv

1,9

Kz

1,49 Твэл 1,5

Kr

Твэг 1,5

2,24 1,79 Ko Необходимо отметить, что методы расчета предельных значений коэффициентов совершенствуются, поэтому с расчетных обоснованиях могут применяться значения, отличные от приведенных.

1.3. Оптимизация неравномерности энерговыделения топливных загрузок Для примера рассмотрим распределение энерговыделения однородной цилиндрической активной зоны эквивалентных размеров. Распределение нейтронного потока Φ по радиусу в такой зоне имеет вид функции Бесселя, по высоте поток распределен по косинусу. Распределение энерговыделения Ψ на начало кампании тождественно распределению Φ поскольку Ψ ~ Σf Φ, где Σf – сечение деления, а Σ f = const на начало кампании. Отсюда следует, что максимум энерговыделения однородной зоны находится в ее центре, причем Kr = 2,31; Kz = 1,57; Kо =3,62, что значительно выше предельных значений в табл. 2.4. Уменьшение неравномерности энерговыделения до приемлемых значений коэффициентов в активных зонах реакторов ВВЭР достигается применением топливного цикла с так называемой частичной выгрузкой. Он заключается в следующем: 15

• при останове реактора на перегрузку по выработке запаса реактивности на выгорание из зоны выгружается только часть ТВС, имеющих максимальное выгорание; • оставшиеся в зоне ТВС переставляются с тенденцией «больше выгорание – ближе к центру»; • на периферийный ряд устанавливаются свежие ТВС. Также некоторая часть, в зависимости от выбранного топливного цикла, устанавливается в отдаленные от периферии ряды, но отдельными единицами, в окружении выгоревших; • в так называемых стационарных загрузках, которые следуют за первыми одной-двумя переходными, используются ТВС одного типа обогащения. В переходных загрузках выгорание моделируется применением ТВС меньшего обогащения. Очевидно, что, перемещая ближе к центру, в сторону увеличения нейтронного потока Φ выгоревшие ТВС с меньшим сечением деления Σf, мы уменьшаем энерговыделение ~ Σf Φ центрального района, чем добиваемся снижения неравномерности. В некоторых загрузках в отдельные ячейки периферийного ряда устанавливаются выгоревшие ТВС при сохранении общего числа загружаемых свежих. Такая установка имеет другой, более тонкий физический смысл. Компоновку зоны она усложняет, поскольку приводит к энергетической разгрузке периферийных ТВС, относительное энерговыделение которых Kq менее единицы, и нагружает и без того нагруженный центр. Но следует обратить внимание на то, что выгоревшие ТВС устанавливаются в районе максимального всплеска тепловых нейтронов, т.е. максимальной утечки быстрых. В результате снижается градиент быстрых нейтронов на границе активной зоны, соответственно снижается утечка быстрых нейтронов из зоны и как бы получается их экономия в целом. Это реально увеличивает Кэф. и запас реактивности на выгорание. Длительность кампании увеличивается примерно на двое эффективных суток. В настоящее время наиболее широко используются топливные циклы, при которых при перегрузке выгружается одна треть или одна четверть зоны. Естественно, что для обеспечения необходимой длительности кампании в случае выгрузки меньшей части 16

зоны используются ТВС подпитки с большим обогащением. Данные по топливным циклам сведены в табл. 1.5. Таблица 1.5 Наименование Количество выгруженных ТВС Обогащение ТВС подпитки, % Длительность работы загрузки, эф. сут

ВВЭР-1000 1/3 1/4 3,6 4,4 ~ 280 ~ 280

Из таблицы следует, что в применяемых в настоящее время топливных циклах длительность работы загрузки составляет около 280 эффективных суток. При КИУМ, с которым эксплуатируются реакторы ВВЭР (0,75−0,8) такая длительность образует годовой цикл. Поэтому топливные циклы называются трех- или четырехгодичными. Однако сейчас прорабатываются циклы с увеличенным до ~ 350 эф. сут временем работы загрузки, что позволит резко увеличить КИУМ. 1.4. Управление ядерным реактором При эксплуатации реакторов ВВЭР системы регулирования выполняют следующие функции: • оперативное регулирование мощности, включая автоматическую разгрузку реактора при технологических нарушениях; • выполнение аварийного останова (срабатывания аварийной защиты) при предельных технологических нарушениях; • перевод и удержание в подкритике активной зоны реактора (при необходимости в любой момент кампании, при любых технологических параметрах); • компенсация запаса реактивности на выгорание и других эффектов реактивности; • вывод реактора на МКУ. Система управления и защиты ВВЭР-1000 состоит из двух подсистем: 1) «механическая» система управления служит для компенсации быстрых эффектов реактивности, связанных с изменением состояния реактора и перевода его в подкритическое состояние; 17

2) «жидкостная» система регулирует мощность реактора изменением концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура для компенсации медленных изменений реактивности и его останова. Зависимость эффективности систем регулирования от температуры Изменение эффективности механических СУЗ определяет зависимость от температур двух нейтронно-физических характеристик: 1) уменьшение микроскопического сечения поглощения σа поглотителя. Оно уменьшает эффективность поглотителей, но незначительно, поскольку сечение поглощения всех материалов активной зоны, включая топливо, уменьшается по одному закону, т.е. относительное количество нейтронов, захваченных поглотителем, практически не меняется; 2) увеличение площади миграции нейтронов М2. Оно увеличивает эффективность поглотителей, поскольку как бы увеличивается эффективный радиус действия поглотителя, и это увеличение весьма значительно, поскольку М2 при росте температуры с 20 °С до номинальной увеличивается примерно в 1,5 раза. В результате полная эффективность механических СУЗ ВВЭР с ростом температуры с 20 °С до номинала увеличивается на 25−40 %. Наличие борной кислоты в замедлителе несколько уменьшает эффективность СУЗ. Это связано с общим «ужесточением» нейтронного спектра. Для рабочих параметров и при увеличении концентрации борной кислоты с нуля до максимальной рабочей это уменьшение составляет около 5 %. Изменение эффективности борной кислоты в зависимости от температуры теплоносителя практически целиком определяется изменением макроскопического сечения поглощения бора-10 Σ a = σ a ρ , где ρ − объемная концентрация ядер бора-10. При росте температуры оба сомножителя уменьшаются. Уменьшение первого сомножителя, микроскопического сечения σа, слабо влияет на эффективность по тем же причинам, что и в случае описанном выше. 18

Объемная концентрация ядер бора ρ уменьшается с ростом температуры пропорционально уменьшению плотности воды. Практически в этой пропорции уменьшается и эффективность борной кислоты. Этот эффект уже описывался выше, когда рассматривалась зависимость температурного эффекта от концентрации борной кислоты. При изменении температуры теплоносителя в рабочем интервале (табл. 1.6) от 20 °C до номинальной, эффективность борной кислоты падает примерно на 20 % . Таблица 1.6 Эффективность систем регулирования (1 загрузка бл. 1 РоАЭС, 1 загрузка бл. 4 НВАЭС) Эффективность СУЗ, %

20 °C 5,4 14,6

Эффективность борной кислоты, %

номинальная 6,9 20,8

20 °C 2,6 2,2

280 °C 2,1 1,9

Оперативное регулирование мощности Оперативное регулирование мощности обеспечивает: • поддержание стационарного уровня мощности реактора; • плановый перевод реактора с одного уровня мощности на другой; • автоматическую разгрузку реактора при технологических нарушениях. Исполнительным органом во всех перечисленных режимах является управляющая группа СУЗ. В тех случаях разгрузки, когда не хватает эффективности регулирующей группы, ее действие усиливается другими группами ОР СУЗ. В зависимости от технологического режима управление регулирующей группой осуществляется вручную, ключом управления или автоматически, через воздействие следующих средств автоматики: • автоматического регулятора мощности АРМ; • устройства разгрузки и ограничения мощности РОМ; 19

• сигналов ускоренной разгрузки УРБ и предупредительной защиты ПЗ-1,2 (ВВЭР-1000). Движение регулирующей группы в активной зоне во всех режимах управления (за исключением сигнала АЗ – II ВВЭР-440) происходит с рабочей скоростью 20 мм/с. Приоритетность действия сигналов и алгоритмы движения ОР СУЗ при действии каждого из них приведены в табл. 1.7. Выбор конкретных групп СУЗ по положению в зоне в качестве регулирующей зависит от выбранного топливного цикла. Поскольку топливный цикл постоянно совершенствуется, то на однотипных блоках с разными топливными циклами могут быть разные регулирующие группы. Основные критерии выбора регулирующей группы – минимальное влияние на неравномерность энерговыделения при движении группы в зоне и оптимальная для регулирования, сопоставимая с мощностным эффектом эффективность ∼ 1÷1,5 %. Поддержание стационарного уровня мощности осуществляется совместной работой с регулирующей группой регулятора АРМ. АРМ включается в работу в режиме «N» − режиме поддержания постоянной нейтронной мощности. Управляющие сигналы по уровню мощности для АРМ в этом режиме формируются в АКНП, поэтому важно своевременно корректировать показания АКНП по СВРК, о чем говорилось ранее. Таблица 1.7 Приоритетность действия сигналов и алгоритмы движения ОР СУЗ ВВЭР-1000

Алгоритм воздействия на СУЗ

АЗ (аварийная защита)

Обесточивание приводов всех СУЗ. Падение поглотителей в зону под собственным весом Поочередное, в обратном порядке, начиная с регулирующей, погружение в зону групп ОР СУЗ с рабочей скоростью до снятия аварийного сигнала. После снятия аварийного сигнала движение ОР прекращается Погружение в зону регулирующей группы ОР СУЗ с рабочей скоростью до достижения уставки по мощности

ПЗ-1 (предварительная защита первого рода) РОМ (в некоторых случаях с УРБ)

20

Окончание табл. 1.7 ВВЭР-1000

Алгоритм воздействия на СУЗ

ПЗ-2 (предварительная защита второго рода)

Запрет на движение ОР СУЗ вверх. Движение вниз разрешается

АРМ

Движение ОР СУЗ с рабочей скоростью в соответствии с режимом работы АРМ

Перемещение регулирующей группы допускается в ограниченном по высоте рабочем интервале в верхней части зоны, причем величина допустимого интервала зависит от мощности. Это связано с тем, что наличие локальных поглотителей (в данном случае − поглотителей регулирующей группы) в относительно однородной активной зоне значительно искажает нейтронное поле и соответственно увеличивает неравномерность энерговыделения. Наиболее жесткие требования к величине интервала предъявляются при работе реактора на номинальной и близких к номинальной уровнях мощности: для ВВЭР-1000 − 70−95 % низа активной зоны, для ВВЭР-440 – 40−80 %. При пониженной мощности этот интервал расширяется, поскольку в этих режимах допускается увеличение неравномерности в соответствии с уровнем мощности реактора. При приближении ОР регулирующей группы к пределу интервала необходимо выполнить «борную» перекомпенсацию, т.е. увеличить или уменьшить концентрацию борной кислоты в теплоносителе для того, чтобы вернуть в оптимальное положение ОР регулирующей группы. Плановый перевод реактора с одного уровня на другой может выполняться в зависимости от технологического режима, при ручном управлении регулирующей группой или управлении группой АРМом в режиме «Т», режиме поддержания давления во 2-м контуре. Принципиально, с достаточной степенью безопасности, можно на обоих типах реакторов использовать оба режима во всех случаях планового изменения мощности, но в конкретных переходных процессах один из них оказывается более технологичным. Поэтому в технологических регламентах в каждом случае, как пра21

вило, конкретизируется режим управления группой при изменении мощности. Автоматическая разгрузка реактора имеет место в случаях технологических нарушений, связанных с отключением оборудования или отклонений технологических параметров от номинальных значений далее установленных эксплуатационных пределов, но когда возможна и допустима стабилизация параметров на более низком уровне мощности. Реактор разгружается через средства автоматики, действующие на регулирующую, а при необходимости и на другие группы СУЗ. При этом чем значительнее отклонение, тем эффективнее действие СУЗ и глубже разгрузка. При отключении основного оборудования в случаях, когда возможна дальнейшая работа на пониженной мощности, разгрузка реактора осуществляется устройством разгрузки и ограничения мощности РОМ, разгружающего реактор, воздействуя на регулирующую группу до заложенной в него уставки, которая выбрана в соответствии с состоянием основного оборудования до и после отключения. Абсолютная величина установки формируется на основании измерений нейтронной мощности в АКНП, причем после завершения переходного процесса по показаниям нейтронной мощности, РОМ проверяет правильность величины разгрузки по показаниям собственных термопар, установленных на петлях, т.е. на основании расчета мощности реактора по теплофизическим параметрам. Это делается в связи с тем, что при погружении в зону регулирующей группы распределение нейтронного потока в зоне и за ее пределами изменяется, что вносит значительную погрешность в АКНП и, соответственно, конечную мощность разгрузки. Если величина мощности, рассчитанной по термопарам, оказывается выше уставки, РОМ продолжает разгрузку уже на основании значений теплофизических параметров; если же разгрузка оказалась ниже уставки – РОМ отключается, параметры стабилизируются включением в работу АРМ в режиме « N». В некоторых режимах отключения оборудования на блоках ВВЭР-1000, например при отключении турбогенератора от сети, эффективности регулирующей группы недостаточно, чтобы обеспечить скорость снижения мощности, исключающую достижение каким-либо теплофизическим параметром аварийной уставки. Чтобы исключить аварийный останов реактора, используется 22

дополнительно еще одна заранее выбранная группа, приводы которой обесточиваются по сигналу отключения оборудования. Эта группа ОР СУЗ, обеспечивающая ускоренную разгрузку блока УРБ, падает в зону со скоростью действия АЗ за время ≤ 4 с, при этом регулирующая группа работает с РОМ по снижению мощности до нужной уставки. Группу для УРБ выбирают таким образом, чтобы ее эффективность компенсировала ~ 0,5 ΔρN и коэффициенты неравномерности при ее падении в зону не превышали допустимые значения. При выходе за допустимые пределы значений тепло- и нейтронно-физических параметров мощность снижается действием АЗ и ПЗ разных родов. В табл. 1.7 приведены алгоритмы воздействия на СУЗ каждой из защит. Таблица для полноты дополнена описанной ниже аварийной защитой, действующей на останов и перевод в подкритику реактора. Сигналы в таблице приведены в порядке приоритета, начиная с наивысшего. Аварийный останов Аварийная защита, действующая на останов реактора, осуществляется вводом отрицательной реактивности падающих под собственным весом (при обесточенных приводах) всех ОР СУЗ. Эффективность аварийной защиты должна быть такой, чтобы при одном, застрявшем в верхнем положении самом эффективном органе, ее величины были бы достаточно для того, чтобы как минимум скомпенсировать высвобождающиеся при аварийном сбросе мощности эффекты реактивности – мощностной и часть температурного – и обеспечить подкритику. Желательна компенсация большей части температурного эффекта. Скорость ввода поглотителей и соответствующая скорость снижения мощности должны в предусмотренных проектом нарушениях технологии обеспечить целостность твэла. Величина эффективности АЗ, с учетом застревания наиболее эффективного ОР равная 5,5 %, установлена как минимально допустимая при номинальной мощности на ВВЭР-1000 (табл. 1.8).

23

Таблица 1.8 Эффективность аварийной защиты с учетом застревания одного, наиболее эффективного ОР СУЗ Тип реактора

ВВЭР-1000

ВВЭР-440

61 ≥ 5,5

37 ~6

Количество СУЗ Эфф. АЗ, % при номинальной температуре

При плановых операциях по воздействию на реактивность системой борного регулирования (как при вводе, так и при выводе), независимо от состояния реактора АЗ (АЗ-1) должно быть взведено, т.е. ОР СУЗ должны быть на ВКВ и цепи управления АЗ в работе. Допускается в переходных режимах уменьшение эффективности АЗ в соответствии с мощностью реактора. Борное регулирование Перевод реактора в подкритическое состояние и поддержание подкритики, вывод реактора на минимально контролируемый уровень мощности (МКУ), компенсация запаса реактивности на выгорание и других эффектов реактивности в переходных режимах производится с использованием борного регулирования. Изменение концентрации борной кислоты увеличивает или уменьшает сечение поглощения теплоносителя и вносит, соответственно, отрицательную или положительную реактивность в активную зону. В общем случае изменение концентрации описывается уравнением q q ⎛ − t⎞ − t m m с(t ) = сn ⎜ 1 − e ⎟⎟ + со e , ⎜ ⎝ ⎠ где сn − концентрация борной кислоты в подпитке; со – начальная концентрация борной кислоты; q – массовый расход водообмена; m – масса теплоносителя 1-го контура; t – время водообмена. Из приведенного соотношения легко рассчитываются интересующие на практике параметры борного регулирования: объем (массовый) водообмена qt для доведения концентрации борной кислоты до требуемой сm: 24

⎛с −с ⎞ qt = −m ln ⎜ n m ⎟ ; ⎝ сn − со ⎠ время водообмена для доведения концентрации борной кислоты до сm: m ⎛с −с ⎞ t = − ln ⎜ n m ⎟ ; q ⎝ сn − со ⎠ скорость изменения концентрации борной кислоты: q

− t dc(t ) q = − (со − cn )e m ; dt m Скорость изменения реактивности dρ dc(t ) ∂ρ = ⋅ . dt dt ∂c При изменении в течение водообмена параметров борного регулирования q и сn, при расчетах следует процесс разбивать на временные интервалы, в течение которых они постоянны. При останове реактора для ремонта с его разуплотнением или перегрузки концентрация борной кислоты поднимается до следующих значений, гарантирующих нормативную подкритику с учетом возможных ошибок при работе с топливом: ВВЭР-1000 – 16 г/кг; ВВЭР –440 (37 ОР СУЗ) –16 г/кг; ВВЭР- 440 (73 ОР СУЗ) – 12 г/кг. Перевод реактора в подкритическое состояние выполняется увеличением концентрации борной кислоты в теплоносителе после снижения мощности реактора до МКУ. Увеличение концентрации производится осуществлением подпитки 1-го контура раствором борной кислоты с концентрацией, значительно превышающей стояночные: ~ 40 г/кг. В случае кратковременных (до нескольких суток) остановов ректора, без разуплотнения, расчет стояночной концентрации, чтобы избежать избыточного ее увеличения, выполняется с учетом текущего выгорания активной зоны и состояния реактора, в котором его планируется поддерживать во время останова. Критерием при расчете является обеспечение 2%-ной подкритики при всех извлеченных ОР СУЗ, с консервативной оценкой всех

25

высвобождающихся эффектах реактивности. При этом различают три возможных конечных состояний реактора в течение останова: холодное (с Т теплоносителя < 260 °C); горячее (с Т теплоносителя > 260 °C и предполагаемым временем останова >24 ч); горячее (с Т теплоносителя > 260 °C и предполагаемым временем останова < 24 ч). Расчет стояночной концентрации может быть выполнен как с использованием программных средств, так и вручную, с использованием расчетных величин эффектов реактивности. В последнем случае искомая стояночная концентрация сс = ст + Δс, где ст – текущая концентрация бора перед остановом (перед снижением мощности); Δс − увеличение концентрации бора для компенсации высвобождающихся эффектов реактивности и создание 2%-ной подкритики. Для конечного «холодного» состояния Δсх определяется из соотношения ⎛ ⎛ ∂ρ ⎞ ∂ρ ⎞ − ⎜⎜ Δρ p + Δρ N + Δρ T + Δρ xe + 2% − ⎜⎜ ⎟⎟ ⋅ сm ⎟⎟ ⎝ ∂сТ = 20 °С ∂сТном. ⎠ ⎠, Δсх = ⎝ ∂ρ ∂сТ = 20 °С

где Δρ р – эффективность погруженной в зону части регулирующей группы перед снижением нагрузки,

∂ρ ∂сt =20 °С

– коэффициент реак-

тивности по концентрации борной кислоты при температуре теплоносителя 20 °С. Последнее выражение в скобках учитывает разницу эффективности борной кислоты при температуре номинальной и 20 °C. Выражение для расчета Δсг для конечного «горячего» состояния легко получается из предыдущего. Очевидно, что в этом случае ΔρT = 0 и исчезает выражение, учитывающее зависимость эффективности борной кислоты от температуры. Для случая с простоем 26

более 24 ч, когда возможен распад Хе ниже стационарного уровня, выражение приобретает вид ∂ρ Δсг = ( Δρ P + Δρ N + Δρ Xe + 2% ) . ∂сТном В случае с простоем менее 24 ч концентрация Хе не опускается ниже стационарного уровня, и поэтому эффект отравления в выражении Δсг не учитывается: ∂ρ Δсг = ( Δρ р + Δρ N + 2 % ) . ∂сТном Рассчитанная в соответствии с приведенной методикой концентрация борной кислоты обеспечит безопасную подкритику активной зоны. Поддержание заданной концентрации обеспечивается постоянным оперативным контролем за ее величиной и технологическим процессом, исключающим подачу в 1-й контур теплоносителя с концентрацией борной кислоты ниже стояночной. Вывод реактора на МКУ мощности выполняется системой борного регулирования путем снижения концентрации борной кислоты до критического значения за счет разбавления теплоносителя 1-го контура «чистым» конденсатом. Уравнение изменения концентрации борной кислоты при ее выводе можно получить из предыдущего общего уравнения, если задать нулевую концентрацию борной кислоты в подпитке. Тогда сn = 0 q и n(t ) = no exp ⎛⎜ − t ⎞⎟ . ⎝ m ⎠ Наибольший практический интерес при выходе на МКУ представляют оценка скорости вводимой реактивности и расчет объема водообмена для вывода реактора в критическое состояние. Скорость изменения реактивности в нашем случае равна dρ dc(t ) ∂ρ dc(t ) q q = − cо exp ⎛⎜ − t ⎞⎟ . , где = ⋅ dt m dt dt ∂сТном ⎝ m ⎠

Поскольку

q co exp ⎛⎜ − t ⎞⎟ = c(t ) , ⎝ m ⎠

27

dc(t ) q = −c(t ) , dt m

dρ q ∂ρ . = −c(t ) ⋅ dt m ∂сТном

то

Из полученного соотношения видно, что скорость вывода борной кислоты и, соответственно, скорость изменения реактивности зависят от текущей концентрации и расхода подпитки вывода. Объем водообмена (массовый) при сn = 0 равен c(t ) . qt = − m ln cо Оценим указанные величины для ВВЭР-1000. Поскольку скорость изменения реактивности изменяется в течение процесса вывода рассчитаем ее максимальное значение в начале вывода, и минимальное – при значениях концентрации, близких к критическому. Для расчета примем: массовый объем теплоносителя 1-го контура m ~ 300 т; массовый расход подпитки в начале вывода q = 50 т/ч; в пусковом интервале q = 10т/ч; начальная концентрация борной кислоты cо = 16г/кг; критическая концентрация cк = 8г/кг; ∂ρ эффективность борной кислоты = 2,1 %. ∂сТном dρ dt и qt и учитывая, что в начале водообмена c(t)=cо, а вблизи критической концентрации c(t)=cкр. Получаем dρ 50 = −16 ( −2,1) = 5, 6 % / ч = 0,0016 % / с ; dtt =0 300

Подставляя указанные числовые значения в выражения для

dρ 10 = −8 ( −2,1) = 0,56 % / ч = 0,00016 % / с ; dtt =tкр 300 qtt =t = −300 ln кр

(168 ) = 207 т.

При выходе на МКУ в условиях нестационарного отравления Хе из приведенных соотношений можно обосновать увеличенный расход «чистого» конденсата в пусковом интервале концентраций. В 28

этом случае уменьшение концентрации должно, кроме обеспечения ввода положительной реактивности со скоростью 0,56 %/ч, компенсировать ввод отрицательной реактивности в результате растущего отравления Хе, которое происходит со средней скоростью –0,4 %/ч. Тогда суммарное изменение реактивности, связанное с выводом борной кислоты, должно составить dρ = 0,56 %/ч + 0,4 %/ч = 0,96 %/ч. dt dρ , получаем Используя выведенное выше выражение для dt q 0,96 = −c (2,1) . 300 Конкретное значение концентрации скр зависит от момента кампании. Примем условно ск = 5 г/кг, тогда 0,96 ⋅ 300 q= = 27 т/ч , 2,1 ⋅ 5 т.е. допустимый расход в пусковом интервале концентраций борной кислоты может быть увеличен до 30 т/ч. Компенсация всех эффектов реактивности, проявляемых на критическом реакторе, включая запас реактивности на выгорание осуществляется борным регулированием, поскольку положение СУЗ жестко регламентируется в связи с необходимостью обеспечения максимальной эффективности АЗ и минимального искажения энерговыделения активной зоны. Оперативный запас реактивности, связанный с возможным перемещением регулирующей группы внутри рабочего диапазона незначителен и составляет ~ 0,5 % для ВВЭР-1000 и ~ 1 % для ВВЭР-440. Очевидно, что в процессе эксплуатации положение регулирующей группы периодически приближается к границам допустимого высотного интервала. В этом случае для изменения положения регулирующей группы в сторону оптимального положения применяется борная перекомпенсация – вывод или ввод борной кислоты при фиксированных теплофизических параметрах реактора.

29

Глава 2. Конструкция реактора ВВЭР-1000 2.1. Назначение и состав первого контура ВВЭР-1000

Первый контур, по определению ОПБ-88, – это контур (вместе с системой компенсации давления), по которому теплоноситель под рабочим давлением циркулирует через активную зону. Первый контур предназначен для передачи тепла, выделяющегося в активной зоне реактора, воде второго контура в парогенераторах с целью генерации пара во втором контуре для турбогенераторной установки. Затем на турбогенераторной установке происходит преобразование тепловой энергии пара в электрическую энергию. Теплоноситель водо-водяного ядерного реактора − вода, которая также играет роль замедлителя нейтронов и содержит растворенную борную кислоту, используемую для жидкостного управления реактивностью ядерного реактора. Первый контур работает под высоким давлением, достаточным, чтобы не допустить кипения теплоносителя при проектных параметрах. Рабочее давление первого контура составляет около 160 кгс/см2. Являясь замкнутым и герметичным, 1-й контур также выполняет функции барьера, препятствующего выходу продуктов деления в окружающую среду. Граница 1-го контура является третьим из четырех барьеров, препятствующих проникновению продуктов деления в окружающую среду. Остальными тремя барьерами, препятствующими распространению продуктов деления в окружающую среду, служат: 1) топливная матрица; 2) оболочка твэла; 3) герметичное ограждение локализующих систем безопасности. Граница первого контура − важнейший барьер безопасности, поскольку при его отказе не только теряется один из барьеров, но и создаются неблагоприятные условия работы для оставшихся барьеров: твэлов и системы локализации. Поэтому 1-й контур должен иметь высокую устойчивость к различным воздействиям в условиях аварийных ситуаций и аварий. 30

В состав первого контура унифицированного ядерного реактора входят следующие компоненты. 1. Реактор. Водо-водяной реактор ВВЭР–1000 на тепловых нейтронах представляет собой цилиндрический сосуд, состоящий из корпуса и съемного верхнего блока с крышкой. В корпусе размещены внутрикорпусные устройства и активная зона реактора, состоящая из тепловыделяющих сборок. В качестве ядерного горючего используется слабообогащенная двуокись урана. Теплоносителем и замедлителем в реакторе является обессоленная вода с борной кислотой, концентрация которой изменяется в процессе эксплуатации. Реактор предназначен для выработки тепловой энергии в составе реакторной установки АЭС. 2. Четыре циркуляционных петли (рис. 2.1), в каждую из которых входят: o главные циркуляционные трубопроводы Ду850; o главный циркуляционный насос ГЦН–195М, предназначенный для создания циркуляции теплоносителя в первом контуре, который представляет собой вертикальный центробежный одноступенчатый насос с гидростатическим уплотнением вала, консольным рабочим колесом, осевым подводом воды и выносным трехфазным асинхронным электродвигателем с короткозамкнутым ротором; o парогенератор ПГВ–1000, представляющий собой однокорпусный рекуперативный теплообменный аппарат горизонтального типа с погруженным трубным пучком, предназначен для выработки сухого насыщенного пара. 3. Cистема компенсации давления теплоносителя. Система поддержания давления для создания и поддержания давления в первом контуре, в стационарных режимах ограничения отклонений давления в переходных и аварийных режимах и снижения давления в режиме расхолаживания. 4. Пассивная часть системы аварийного охлаждения зоны (САОЗ), которая состоит из емкостей САОЗ, трубопроводов связи емкостей САОЗ с реактором и арматуры на этих трубопроводах. Система предназначена для аварийного охлаждения активной зоны реактора при разрывах трубопроводов РУ.

31

Рис. 2.1. Циркуляционная петля

5. Система аварийного газоудаления предназначена для удаления парогазовой смеси из первого контура при аварийной ситуации, связанной с оголением активной зоны реактора и возникновением пароциркониевой реакции и выполнена как защитная система безопасности. Система состоит из трубопроводов с арматурой, соединяющих пространство под крышкой реактора, паровое пространство КД, коллекторы первого контура парогенераторов с барботером. Полный геометрический объем первого контура составляет 370 м3. В табл. 2.1 приведены основные технические параметры реакторной установки В-320, включая большинство параметров первого контура. 32

Таблица 2.1 Технические характеристики реакторной установки Характеристика

Значение

Мощность реактора тепловая, номинальная, МВт

3000

Мощность энергоблока, электрическая, МВт

1000

Давление в 1-м контуре (абсолютное) на выходе из активной зоны, кгс/см2

160 ± 3

Температура теплоносителя на выходе из реактора, ºС

320

Подогрев теплоносителя в реакторе, ºС

30,3

3

Расход теплоносителя через реактор, м /ч

84 800

Паропроизводительность в номинальном режиме, т/ч

5880

2

64±2

Давление во 2-м контуре (в ПГ), абсолютное, кгс/см Температура пара при номинальной нагрузке, ºС Влажность генерируемого пара, %, не более Температура питательной воды, ºС

278,5±2 0,2 220±5

Количество ТВС в активной зоне, шт.

163

Количество твэлов в ТВС, шт.

312

Количество регулирующих стержней в ТВС, шт.

18

Количество приводов СУЗ, шт.

61

Рабочая скорость перемещения, регулирующих стержней в режиме регулирования, см/с

2

Производительность ПГ, т/ч

1470

Количество твэл в активной зоне, шт. Расчетное давление в 1-м контуре, кгс/см

50 856 2

Расчетная температура, ºС

180 350

Температура теплоносителя на входе в реактор, ºС

289,7

Среднее обогащение топлива, %

3,13

Количество петель

4

Количество парогенераторов

4

33

2.2. Компоновка оборудования 1-го контура РУ В-320 Оборудование 1-го контура заключено в предварительнонапряженную железобетонную герметичную оболочку (рис. 2.2), имеющую форму цилиндра со сферическим куполом и плоским основанием. Внутри герметичная оболочка облицована листовой сталью марки ВСт3сп5 толщиной 8 мм. На рис. 2.3 представлено расположение оборудования 1-го контура в гермозоне. В плане четыре циркуляционные петли (рис. 2.4) и оборудование, входящее в их состав, размещены попарно в двух диаметрально противоположных от реактора боксах. Реактор установлен в центре аппаратного зала в бетонной шахте. Корпус реактора размещен и зафиксирован от перемещений в плане опорным буртом на опорном кольце, закрепленном в опорной ферме

Рис. 2.2. Герметичная оболочка 34

бетонной шахты реактора. Фланец корпуса реактора закрепляется и фиксируется от перемещений в плане с помощью упорного кольца, закрепленного также в опорной ферме шахты реактора.

Рис. 2.3. Расположение оборудования в гермозоне: 1 – ГЦН; 2 – главный циркуляционный трубопровод Ду 850; 3 – реактор; 4 – парогенератор; 5 – компенсатор давления

Обеспечение сейсмостойкости оборудования РУ реализовано, в основном, за счет установки гидроамортизаторов, которые препятствуют большим смещениям оборудования и трубопроводов относительно оболочки и друг относительно друга при воздействии землетрясения. С точки зрения обслуживания, компоновкой предусмотрено деление здания на зоны обслуживаемые и необслуживаемые. Так, например, электродвигатели ГЦН и электродвигатели арматуры на трубопроводах САОЗ и трубопроводах системы компенсации объема, нуждающиеся в частичном обслуживании, защищены стенами от оборудования, обладающего большой активностью (главные циркуляционные трубопроводы, парогенераторы). 35

Главные циркуляционные трубопроводы, соединяют оборудование главного циркуляционного контура и предназначены для организации циркуляции теплоносителя через реактор по четырем петлям: реактор → парогенератор → ГЦН → реактор.

Рис. 2.4. Циркуляционные петли

Угол между парными петлями 55°. Каждая из четырех циркуляционных петель имеет “горячую” и “холодную” нитки. Участки между выходными патрубками реактора и входными патрубками ГЦН называются “горячими” нитками. Участки между выходными патрубками ПГ и патрубками всаса ГЦН, между нагнетающими патрубками ГЦН и входными патрубками реактора называются “холодными” нитками. По “горячим” ниткам нагретый в реакторе теплоноситель подается к парогенераторам. По “холодным” ниткам охлажденный теплоноситель возвращается из парогенераторов в реактор. Для обеспечения циркуляции теплоносителя между реактором и парогенераторами в «холодных» нитках установлены ГЦН.

36

2.3. Реактор ВВЭР-1000. Общие сведения

Реакторная установка В-320 с реактором ВВЭР-1000 является составной частью энергоблока АЭС и совместно с турбогенератором используется для производства электроэнергии в базовом режиме. Назначение реакторной установки – выработка сухого насыщенного пара для турбогенераторной установки, где тепловая энергия пара преобразуется в электрическую энергию. Реакторная установка В-320 оснащена модернизированным серийным ядерным реактором ВВЭР-1000 корпусного типа с водой под давлением тепловой мощностью 3000 МВт. Энергетический реактор ВВЭР-1000 предназначен для: 1) создания в активной зоне реактора контролируемой и управляемой цепной ядерной реакции; 2) превращения части энергии деления ядер (всех видов) в топливе в тепловую энергию и передачи ее теплоносителю 1-го контура; 3) поддержания контролируемой и управляемой цепной ядерной реакции на уровнях мощности, обеспечивающих выделение тепловой мощности в реакторе от 0 до 3000 МВт; 4) обеспечения работы РУ в составе энергоблока АЭС в базовом режиме на 100 % уровне мощности в течение 7000 ч за одну кампанию. Реактор представляет собой вертикальный цилиндрический корпус с эллиптическим днищем (рис. 2.5), внутри которого размещаются активная зона и внутрикорпусные устройства. Сверху реактор герметично закрыт крышкой с установленными на ней приводами механизмов и органов регулирования и защиты реактора и патрубками для вывода кабелей датчиков внутриреакторного контроля. Крепление крышки к корпусу осуществляется шпильками. В верхней части корпуса имеются патрубки для подвода и отвода теплоносителя (по два патрубка на петлю), расположенные в два ряда, а также патрубки для аварийного подвода теплоносителя при разгерметизации первого контура. Применение в конструкции реактора ВВЭР-1000 корпуса с двухрядным расположением патрубков позволяет уменьшить габариты корпуса по патрубкам в плане по сравнению с однорядным, а также упрощает схему цирку37

ляции теплоносителя в реакторе за счет разделения потока теплоносителя сплошной кольцевой перегородкой.

Рис. 2.5. Общий вид реактора ВВЭР-1000

38

Принудительная циркуляция теплоносителя осуществляется по четырем замкнутым петлям 1-го контура за счет работы главных циркуляционных насосов (ГЦН). Вода 1-го контура, охлажденная в парогенераторах, поступает в реактор через нижний ряд напорных патрубков, проходит вниз по кольцевому зазору между корпусом и шахтой внутрикорпусной, затем через перфорированное эллиптическое днище и опорные трубы шахты Рис. 2.6. Схема движения теплоносителя входит в ТВС. Из ТВС в корпусе реактора через перфорированную 1 – в отверстия эллиптического днища нижнюю плиту БЗТ теп- шахты; 2 – вход в опорные стаканы; 3 – в лоноситель выходит в каналы выгородки; 4 – в направляющие межтрубное пространст- трубы каналов ПЭЛ; 5 – между выгородво БЗТ, в кольцевой кой и шахтой; 6 – в опускной кольцевой зазор между шахтой и зазор; 7 – в центральную трубку ТВС; 8 – корпусом и через четыре охлаждение твэлов; 9 – в зазор между БЗТ верхних выходных пат- и шахтой; 10 – вход в реактор; 11 – через рубка корпуса выходит отверстия опорной плиты БЗТ; 12 – от входных к выходным патрубкам; 13 – чеиз реактора. рез перфорацию обечайки БЗТ; 14 – выход В режиме принуди- из реактора; 15 – через перфорацию шахтельной циркуляции (ра- ты; 16 – выход из-под крышки; 17 – через ботают ГЦН) теплоно- среднюю плиту БЗТ под крышку; 18 – чеситель первого контура рез верхнюю плиту БЗТ под крышку; 19 – поступает в реактор в щели между буртом БЗТ, крышкой и (рис. 2.6) от ГЦН через шахтой; 20 – выход из защитных каркасов входные патрубки (поз. 10). 39

Далее теплоноситель проходит вниз по кольцевому зазору (поз. 6) между шахтой и корпусом, затем через отверстия в опорной части конструкции шахты 1 попадает через щели в опорных стаканах (поз. 2) в ТВС и поднимается вверх (поз. 4, 7 и 8) по тепловыделяющим сборкам. Нагретый теплоноситель выходит из головок ТВС в межтрубное пространство блока защитных труб и через перфорированную обечайку блока и шахты (поз. 13, 16) отводится по выходным патрубкам из реактора в парогенераторы (поз. 14). Кроме основного потока теплоносителя, имеются потоки теплоносителя для охлаждения конструктивных элементов БЗТ, органов СУЗ (поз. 11, 16, 17, 18, 19 и 20). Для охлаждения органов СУЗ в нижней части направляющих каналов для поглощающих стержней имеются отверстия для прохода теплоносителя диаметром 4 мм (рис. 2.7). Раньше этих отверстий было четыре, они располагались под углом 90° друг относительно друга. Сейчас применяются ТВС с направляющими каналами, где имеется только два отверстия, расположенных на Рис. 2.7. Нижняя часть одной оси. Это объясняется направляющего канала ТВС тем, что при наличии четырёх отверстий после падения органов регулирования СУЗ на нижние концевые выключатели под действием защиты реактора при распитанных электромагнитах ШЭМ может произойти всплытие ПС СУЗ под действием восходящего потока теплоносителя (что и имело место в практике эксплуатации, в частности на ЗАЭС). С целью предотвращения всплытия ОР СУЗ, инструкцией по ликвидации аварий предписывается подать питание на приводы СУЗ после срабатывания аварийной защиты реактора.

40

Существует так называемое условие невсплытия ТВС: вход < F выход Fпрох кольц.зазор ,

т.е. расход через проходное сечение центрального отверстия в нижней части направляющего канала должно быть меньше площади проходного сечения кольцевого зазора между стержнем ПС СУЗ и стенками направляющего канала. В настоящее время при наличии двух отверстий это условие соблюдается и угрозы всплытия ОР СУЗ нет, даже в отсутствие электропитания на приводах. Компоновка оборудования 1-го контура и расположение его по отметкам позволяют осуществлять расхолаживание реактора в режиме естественной циркуляции. Проектом РУ с ВВЭР-1000 предусматривается использование естественной циркуляции теплоносителя 1-го контура для охлаждения активной зоны остановленного реактора в режимах с отключением всех ГЦН. В случае обесточения или отключения всех ГЦН создается теплоотвод от активной зоны РУ за счет создания естественной циркуляции теплоносителя в 1-м контуре (согласно данным ОКБ «Гидропресс» на естественной циркуляции возможен теплоотвод до 10 % мощности РУ без превышения предельных параметров ТВС). Нагрев воды осуществляется в активной зоне за счет тепловыделения топливных элементов (твэлов). Твэлы заполнены слабообогащенной двуокисью 235U. В настоящее время на всех АЭС с ВВЭР-1000 реализован трехлетний топливный цикл, т.е. каждая ТВС используется в реакторе в течение трех кампаний. Регулирование реактивности (и, тем самым, тепловыделения) осуществляется перемещением органов регулирования с твердым поглотителем, а также изменением концентрации борной кислоты в теплоносителе. Реактор допускает при разогреве-расхолаживании скорость изменения температуры теплоносителя: • при разогреве − 20 °С/ч; • при расхолаживании − 30 °С/ч; • при ускоренном расхолаживании − 60 °С/ч. Ускоренное расхолаживание допускается только при течах теплоносителя из первого контура во второй. Проектный срок службы реактора 30 лет (кроме оборудования, заменяемого в процессе эксплуатации, с учетом его назначенного срока службы). 41

Реактор в период работы между перегрузками обеспечивает выработку энергии эквивалентной тепловой мощности 3000 МВт в течение не менее 7000 эффективных часов. Конструкция реактора и способ его закрепления совместно с системами СУЗ и САОЗ обеспечивают его безопасный останов и расхолаживание при максимальном расчетном землетрясении 7 баллов, а в случае применения дополнительного закрепления верхнего блока 9 баллов по шкале MSK-64. Кроме того, прочность реактора обеспечивается при одновременном воздействии нагрузок, вызванных максимальным расчетным землетрясением и разрывом трубопровода Ду-850 по полному сечению (МПА). 2.4. Конструкция реактора ВВЭР-1000

Реактор представляет собой вертикальный герметичный сосуд цилиндрической формы с эллиптическими днищем и крышкой с установленными внутри него внутрикорпусными устройствами, в которых размещены: топливная загрузка ТВС (активная зона); органы регулирования СУЗ; пучки СВП; каналы нейтронного измерения; каналы температурного измерения; образцы-свидетели. Реактор состоит из следующих основных узлов: корпуса; внутрикорпусных устройств (шахта, выгородка, БЗТ); активной зоны; верхнего блока; каналов внутриреакторных измерений; блока электроразводок. На крышке реактора установлены и закреплены приводы СУЗ. 2.4.1. Корпус реактора

Корпус реактора (рис. 2.8) устанавливается и фиксируется от перемещений в плане опорным буртом на опорном кольце, закрепленном в опорной ферме бетонной шахты реактора. Фланец 42

корпуса реактора закрепляется и фиксируется от перемещений в плане с помощью упорного кольца, закрепленного в упорной ферме шахты реактора. Корпус реактора работает в очень жестких условиях: высокие давление и температура теплоносителя, поток нейтронов с энергией более 0,5 МэВ – около 5,7·1019 нейтр·с/см2, значительные скорости теплоносителя, который даже при высокой степени чистоты является коррозионно-активной средой.

Рис. 2.8. Корпус реактора ВВЭР-1000: 1 – фланец корпуса; 2 – наплавка; 3 – бурт для установки шахты внутрикорпусной; 4 – бурт для установки кольца упорного; 5 – верхняя обечайка зоны патрубков; 6 – кольцо разделительное; 7 – нижняя обечайка зоны патрубков; 8 – опорный бурт; 9 – опорная обечайка; 10 – обечайка цилиндрической части; 11 − кронштейн-виброгаситель; 12 – обечайка цилиндрической части; 13 – эллиптическое днище; 14 – транспортная обечайка; 15 – патрубки Ду 300; 16 – патрубки Ду 850; 17 – патрубок КИП Ду 250; 18 – резъбовые гнезда; 19 – антикоррозионная наплавка 43

Корпус реактора предназначен для размещения в нем внутрикорпусных устройств: 1) шахты; 2) выгородки; 3) блока защитных труб; 4) топливной загрузки тепловыделяющих сборок; 5) органов регулирования СУЗ; 6) пучков СВП; 7) каналов нейтронного измерения; 8) каналов температурного контроля; 9) сборок образцов-свидетелей корпусной стали. Корпус реактора представляет собой сварной цилиндрический сосуд высокого давления, который состоит из: 1) фланца; 2) двух обечаек зоны патрубков; 3) опорной обечайки; 4) нижней обечайки; 5) эллиптического днища. Фланец и все обечайки выполнены цельноковаными, днище – штампованное из заготовки. Патрубки Ду 850 вытянуты из основного металла обечайки зоны патрубков методом горячей штамповки и не требуют приварки промежуточных втулок при изготовлении корпуса реактора. На патрубках САОЗ и патрубке КИП, напротив, в процессе изготовления корпуса при помощи электрошлаковой сварки устанавливаются промежуточные втулки. В качестве основного материала корпусов реакторов применена аттестованная для корпусов и трубопроводов сталь 15Х2НМФА и 15X2НМФА-А, толщина цилиндрической части корпуса (без наплавки) – 192,5 мм. Зона патрубков состоит из двух обечаек, в каждой из которых имеется по четыре главных циркуляционных патрубка Ду 850: в нижней обечайке для входа теплоносителя, в верхней – для выхода. На уровне осей верхнего и нижнего рядов патрубков Ду 850 расположены по два (всего четыре) отверстия с патрубками Ду 350 (351×36 мм) для организации аварийного охлаждения активной зоны реактора. Патрубок Ду 250 служит для вывода замеров: • давления над активной зоной; 44

• перепада давления на активной зоне; • уровня в реакторе при перегрузке топлива; • двух линий отбора проб теплоносителя. На внутренней поверхности верхней обечайки зоны патрубков приварено разделительное кольцо. На уровне нижнего ряда патрубков Ду850 в обечайке выполнены также два патрубка Ду 300 для подсоединения трубопроводов гидроемкостей САОЗ. Опорная обечайка выполнена с опорным буртом на наружной поверхности, с помощью которого корпус реактора опирается и закрепляется на опорном кольце, смонтированном на железобетонной консоли бетонной шахты реактора. Опорный бурт является опорным элементом, воспринимающим и передающим на железобетонную консоль всю массу реактора. В опорном бурте выполнены 22 паза под шпонки, обеспечивающие фиксацию в плане корпуса реактора. На внутренней поверхности нижней обечайки цилиндрической части корпуса закреплены восемь кронштейнов, на которых крепятся шпонки, фиксирующие нижнюю часть шахты от перемещений в плане. Вся внутренняя поверхность корпуса покрыта антикоррозионной наплавкой из нержавеющей стали толщиной не менее 8 мм. В местах соприкосновения корпуса с крышкой, шахтой, уплотнительными прокладками, в местах приварки кронштейнов, деталей крепления трубок КИП, на поверхности разделительного кольца выполнена наплавка толщиной не менее 15 мм. На уровне верхнего ряда патрубков Ду 850 выполнен один патрубок для вывода импульсных линий из корпуса реактора. Каждая импульсная линия на выходе из патрубка имеет отключающее устройство. Из корпуса реактора В-320 выведено девять импульсных линий: • 2 трубки − для подсоединения к уровнемеру и отбору проб; • 6 трубок − для Р а.з.; • 1 − для отбора проб. В патрубках САОЗ установлены тепловые рубашки. В теле фланца корпуса выполнены 54 резьбовых гнезда М170Х6 под шпильки главного уплотнения. На горизонтальной уплотнительной поверхности фланца выполнены две V-образные кольцевые канавки для размещения прутковых никелевых уплот45

нительных прокладок диаметром 5 мм. Плотность главного разъема обеспечивается путем обжатия этих прокладок, которые устанавливаются в место контакта фланцев крышки и корпуса в V-образные кольцевые канавки на фланце корпуса. Затяжка шпилек производится с помощью гайковерта, работающего по принципу вытяжки шпилек со свободным наворачиванием гаек. Для контроля плотности главного разъема реактора во фланце корпуса выполнено специальное сверление, соединяющее межпрокладочное пространство с резьбовым отверстием, в которое устанавливается штуцер, соединяющий систему контроля протечек (рис. 2.9) с межпрокладочРис. 2.9. Организация контроля ным пространством главпротечек главного разъема ного разъема реактора (ГРР). Во время перегрузок топлива (при извлеченных шпильках) для исключения попадания борного раствора в гнезда шпилек в них устанавливаются специальные заглушки, которые предусматриваются в объеме поставки реактора. Для защиты шпилек главного разъема от воздействия борной кислоты (при заполнении борным раствором бетонной шахты во время перегрузок топлива) предусматриваются защитные чехлы для шпилек. На внутренней поверхности верхней обечайки зоны патрубков ниже уровня патрубков Ду 850 приварено кольцо-разделитель потока теплоносителя. Внутренний диаметр кольца выбран из условия нулевого натяга между ним и шахтой реактора при рабочей температуре для сведения к минимуму перетекания теплоносителя из «холодных» в «горячие» петли минуя активную зону реактора (согласно сборочным чертежам РУ в холодном состоянии этот зазор равен 6 мм). Разделительное кольцо изготовлено из стали 22К-Ш и плакировано нержавеющей сталью. На внутренней поверхности корпуса в нижней части приварены восемь скоб-кронштейнов, к которым на монтаже привариваются 46

шпонки, сопрягаемые с пазами в шахте и обеспечивающие ее закрепление от вибрации. Вся внутренняя поверхность корпуса покрыта антикоррозийной наплавкой толщиной 7−9 мм. В районах соприкосновения с крышкой, шахтой, прокладкой, в местах приварки кронштейнов, деталей крепления трубок КИП, на внутренней поверхности всех патрубков антикоррозийная наплавка имеет толщину не менее 15 мм. Корпус реактора по высоте имеет шесть кольцевых сварных швов между обечайками и днищем. Днище корпуса изготовлено методом штамповки из двух листовых заготовок, имеющих электрошлаковый шов. На наружной поверхности днища корпуса в четырех местах по кольцевому поясу выполнена наружная наплавка для приварки кольцевой конструкции на период транспортировки корпуса реактора по железной дороге. Одинаковый наружный диаметр корпуса реактора 4535 мм по высоте активной зоны позволяет проводить дистанционно ультразвуковой контроль сварных швов и материала корпуса в районе активной зоны и днища. Для корпусов реакторов ВВЭР-1000 предусмотрена система наружного осмотра и неразрушающего ультразвукового контроля (УЗК) корпуса. Система состоит из двух подсистем: 1) подсистемы УЗК и телевизионного осмотра цилиндрической части днища корпуса реактора, 2) подсистемы УЗК сварных швов зоны патрубков. В районе патрубков на корпусе реактора В-320 снаружи наплавлены специальные фигурные площадки (16 мест), предназначенные для крепления направляющих, по которым перемещается устройство УЗК кольцевых швов. С наружной стороны двух обечаек (в районе активной зоны) в шести местах выполнены наплавки размером 60×50×10 мм. Эти наплавки служат для установки термометров сопротивления, предназначенных для оперативного контроля температуры корпуса реактора. Контроль температуры металла корпуса предусмотрен также в районе зоны патрубков. На торцах всех патрубков корпуса произведены наплавка и обработка присоединительных размеров в зависимости от метода сварки со стыкуемыми трубопроводами. Максимальный наружный диаметр корпуса реактора 4690 мм (диаметр опорного бурта) выбран из расчета транспортировки корпуса реактора. При этом транспортировка корпуса реактора на железно47

дорожном транспортере возможна, когда оси двух пар патрубков Ду 850 расположены под углом 55°. 2.4.2. Шахта внутрикорпусная

Шахта, устанавливаемая и закрепляемая в реакторе, в проточке, на внутренней поверхности фланца корпуса реактора (рис. 2.10), центрируется и фиксируется от перемещений в плане: • в верхней части посредством упругих элементов из труб 63×5, размещенных между крышкой реактора и фланцем шахты, и шпонок, закрепленных на фланце корпуса. При затяжке главного уплотнения реактора эти трубы упруго деформируются, создавая распорное усилие между крышкой и шахтой; • в средней части разделительным кольцом, приваренным к внутренней поверхности корпуса реактора, между входными и выходными патрубками; • в нижней части шпонками, приваренными к кронштейнам, закрепленным на внутренней поверхности нижней обечайки корпуса реактора. Нижняя часть шахты, образованная перфорированным эллиптическим днищем, совместно с укрепленными на нем опорными трубами и дистанционирующей решеткой, является опорной конструкцией для топливной загрузки ТВС. Шахта реактора размещается в корпусе реактора и предназначена для: 1) размещения и закрепления в ней выгородки; 2) размещения в ней топливной загрузки ТВС, органов СУЗ, пучков СВП; 3) организации проектного направленного движения потоков теплоносителя в реакторе; 4) организации равномерного и проектного расхода теплоносителя на входе в ТВС; 5) ослабления интенсивности нейтронного потока, излучаемого активной зоной на корпус ректора. Шахта реактора представляет собой вертикальный полый цилиндр с днищем, сваренный из составных частей: 1) верхней перфорированной обечайки с фланцем; 2) обечаек средней цилиндрической части шахты; 48

3) перфорированного эллиптического днища; 4) дистанционирующей решетки; 5) 163 опор ТВС.

Рис. 2.10. Шахта внутрикорпусная: 1 – перфорированное днище; 2 – опорные трубы для установки ТВС; 3 – кольцевое утолщение; 4 – цилиндрическая обечайка; 5 – фланец; 6 – трубчатый сектор

Шахта и выгородка являются составной частью защиты металла корпуса реактора от воздействия нейтронного и гамма-излучений, исходящих из активной зоны реактора. Одновременно шахта и выгородка входят в состав железоводного отражателя, где основной отражатель − теплоноситель первого контура. Конструкция шахты и принцип ее закрепления в корпусе позволяют производить ее извлечение из корпуса для возможности осмотра внутренней поверхности и патрубков корпуса. 49

Шахта представляет собой цилиндрическую обечайку с фланцем и эллиптическим днищем, в котором закреплены 163 опорные трубы (стаканы) с шагом 236 мм, верхние части которых образуют опорную плиту для установки и дистанционирования кассет активной зоны. Материал шахты – сталь 08Х18Н10Т, масса − 80,5 т. Снаружи на фланце шахты имеются двенадцать пазов шириной 100 мм для ориентации ее по углу в плане. Шпонки, входящие в эти пазы, привариваются к внутренней поверхности фланца корпуса реактора. Кривизна эллиптического днища шахты больше кривизны днища корпуса реактора, в днище шахты выполнены выступающие (примерно на 30 мм) упоры. Это обеспечивает во всех проектных авариях (включая МПА) между днищем шахты и днищем корпуса гарантированный зазор для прохода теплоносителя в активную зону. Снизу днище снабжено упорами. В случае обрыва шахты это исключает прекращение подачи теплоносителя на входы ТВС. Для разделения потоков “горячего” и “холодного” теплоносителя на наружной поверхности шахты выполнено кольцевое утолщение, контактирующее с внутренней поверхностью разделительного кольца корпуса реактора. Величина зазора между утолщением шахты и внутренней поверхностью разделительного кольца выбирается из условия минимальных напряжений и протечек при разогреве узлов реактора (разделительное кольцо с шахтой при рабочих параметрах имеет нулевой натяг). Опора ТВС (рис. 2.11) предназначена для размещения в ней хвостовой части ТВС и восприятия всей нагрузки ТВС. Равномерное размещение опор в дистанционирующей решетке обеспечивает равномерное распределение нагрузки от ТВС на эллиптическое днище шахты. Конструкция опоры обеспечивает также: фиксацию ТВС в плане; равномерную подачу теплоносителя на входе в ТВС; защиту от попадания посторонних предметов на вход ТВС. Опора состоит из головки, перфорированного стакана диаметром 195 и хвостовика. Перфорация стакана выполнена в виде узких щелей шириной 3 мм. В верхнем торце головки опоры выполнены 6 пазов для фиксации ТВС в плане. Опоры установлены на эллиптическом днище с шагом 236 мм. Головки опор закрепляются с помощью сварных швов в дистанционирующей решетке. Хвостовики опор закреплены в эллиптическом днище шахты. В головке опоры ТВС 50

выполнена конусная проточка под посадку шаровой поверхности хвостовика ТВС. Опоры ТВС изготовлены из нержавеющей стали марки 08Х18Н10Т. Дистанционирующая решетка предназначена: для размещения, дистанционирования и закрепления головок опор ТВС; размещения и закрепления на ней выгородки. Дистанционирующая решетка представляет собой круглую плиту толщиной 100 мм, перфорированную 163 отверстиями диаметром 225 для размещения и закрепления головок опор ТВС.

Рис. 2.11. Низ внутрикорпусной шахты: 1 – отверстие; 2 – щель (3 мм); 3 – опорная труба; 4 – винт; 5 – паз; 6 – хвостовик опорной трубы; 7 – гайка; 8 – шайба; 9 – заглушка; 10 – упор 51

ёДистанционирующая решетка закрепляется в нижней части шахты с помощью 12-ти штифтов диаметром 60 мм с последующей их обваркой с наружной стороны шахты. Решетка изготовлена из нержавеющей стали марки 08Х18Н10Т. В решетке шахты реактора В-320 имеются следующие вертикальные отверстия: шесть отверстий с резьбой М85х6, три отверстия с переходным диаметром 86×50 мм, 27 отверстий с переходным диаметром 11,5×30 мм, 54 отверстия с переходным диаметром 8×30 мм. Отверстия предназначены для ориентации при установке выгородки, ее закрепления, организации охлаждения элементов выгородки, размещения образцов-свидетелей корпусной стали («лучевых» сборок) и обеспечения железоводного соотношения по высоте выгородки. Нижняя часть шахты состоит из перфорированного эллиптического днища и закрепленных в нем упорных стаканов, верхние части которых образуют упорную плиту для установки и дистанционирования кассет активной зоны. Упорные стаканы установлены с шагом 236 мм и выполнены в виде перфорированных труб, верхняя часть которых представляет собой шестигранные призмы с центральными отверстиями диаметром 195, в которые устанавливаются хвостовики кассет. На торце каждого стакана имеются пазы для ориентации кассеты с помощью фиксирующего штыря в плане. Перфорация труб выполнена в виде узких щелей (ширина щели 3, а длина 30 мм), что способствует задержанию из потока теплоносителя твердых частиц и защите твэлов от механических повреждений. Хвостовики стаканов закреплены неподвижно в эллиптическом днище шахты, а шестигранные призмы – друг относительно друга с помощью отжимных винтов М36 и сварки. Основной поток теплоносителя в шахту поступает в имеющиеся отверстия в днище и распределяется по ТВС через перфорированную часть опорных труб. Профиль опускной щели между днищем шахты и внутренней поверхностью корпуса, а также степень перфорации шахты выбраны таким образом, чтобы пульсации и неравномерности скоростей потока теплоносителя перед входом в активную зону были минимальными. В эллиптическом днище и верхней части шахты выполнена перфорация для прохода теплоносителя. Против верхних патрубков 52

САОЗ корпуса в шахте выполнены два отверстия Ду 300, через которые вода, подаваемая в реактор при аварии, проходит в межмежтрубное пространство БЗТ. Своим верхним фланцем шахта устанавливается на внутреннюю проточку в горловине корпуса и центрируется кольцом – разделителем потока, сверху удерживается от перемещений в плане шпонками, приваренными к фланцу корпуса. Нижняя часть шахты удерживается от вибрации шпонками, приваренными к виброгасителям корпуса и входящими в вертикальные пазы шахты. На горизонтальной поверхности фланца шахты размещены три торовых сектора, изготовленные из нержавеющих труб 63×5 мм, наружная и внутренняя поверхности которых электрохимполированы или светлотравлены, и закрепленные тремя шпильками М 20 каждый. Закрепление шахты в верхней части обеспечено посредством упругих элементов из труб 63×5, и шпонок, закрепленных на фланце корпуса. При затяжке главного уплотнения реактора эти трубы упруго деформируются, создавая распорное усилие между крышкой и шахтой. Во фланце выполнено 24 гнезда с резьбой М48, предназначенных для закрепления устройства для ее подрыва и транспортировки в вертикальном положении. Снаружи на фланце шахты имеются 12 пазов шириной 100 мм для ориентации ее по углу в плане. Шпонки, входящие в эти пазы, привариваются к внутренней поверхности фланца корпуса. На внутренней поверхности фланца шахты имеются три направляющих паза длиной 410 мм для ориентации установки блока защитных труб и устройства для транспортировки шахты. В верхней части шахты выполнены отверстия для прохода теплоносителя в выходные патрубки Ду 850 корпуса реактора. Напротив верхних тепловых рубашек патрубков САОЗ в шахте − два отверстия диаметром 300 мм, через которые борный раствор подается на активную зону реактора при срабатывании запорной арматуры на трубопроводах САОЗ. На наружной части обечайки с днищем выполнены восемь продольных пазов шириной 100 мм, оканчивающихся сквозными окнами. Окна предназначены для установки шпонок по месту на скобы-кронштейны, приваренные при изготовлении корпуса к внутренней наплавке корпуса реактора. Такая конструкция шахты 53

обеспечивает тепловое перемещение ее вниз и закрепление от вибрации. Закрепление шахты в средней части обеспечено посредством прижатия (защемления) ее по периметру к разделительному кольцу корпуса при разогреве шахты. Нижняя часть шахты фиксируется в плане шпонками, закрепленными на кронштейнах, приваренных к цилиндрической части корпуса. От перемещений вверх (всплытие и вибрация) при работе насосов шахту удерживают упругие элементы из труб 63×5. От вибрации в поперечном направлении шахта удерживается в трех сечениях. От падения вниз шахта удерживается фланцем и упорами на днище. Закрепление верхней части шахты в корпусе допускает температурные осевые и радиальные перемещения ее относительно корпуса. 2.4.3. Выгородка

В шахте размещена выгородка (рис. 2.12), внутренняя поверхность которой повторяет конфигурацию периферийного ряда ТВС и обеспечивает сохранение геометрических размеров активной зоны. В специальных гнездах, в верхней части вертикальных каналов выгородки, установлены контейнеры со сборками образцовсвидетелей корпусной стали. Полная загрузка топлива в реактор состоит из 163 ТВС, из которых 61 имеет органы СУЗ, а 54 ТВС − пучки СВП. Для компенсации температурных расширений ВКУ и ТВС головки ТВС выполнены подпружиненными. Назначение выгородки: 1) обеспечение геометрической конфигурации периферии активной зоны, образованной ТВС периферических рядов; 2) уменьшение всплеска нейтронного потока на границе активной зоны у граничных ТВЭЛов ТВС периферийных рядов; 3) уменьшение интенсивности нейтронного потока на корпус реактора; 4) обеспечение циркуляции теплоносителя по проектному тракту; 5) размещение сборок «лучевых» образцов-свидетелей корпусной стали. 54

Рис. 2.12. Выгородка: 1 – штырь; 2 – канал для охлаждения выгородки; 3 – канал резъбовой тяги; 4 – канал с лучевым образцом-свидетелем; 5 – кольцо нижнее; 6 – вертикальный паз-канал; 7 – штифт; 8 – кольцевая проточка; 9 – кольцо среднее; 10 – кольцо верхнее; 11 – шпонка

Выгородка редактора В-320, показанная на рисунке, представляет собой обечайку диаметром 3485 мм, высотой 4070 мм, состоящую из четырех кованных колец, скрепленных между собой с помощью шпилек и фиксируемых в плане друг относительно друга штифтами. Материал выгородки – сталь 08Х18Н10Т, масса − 35 т. Количество металла в выгородке принято максимальным для эффективного снижения потока нейтронов, падающих на корпус реактора. Внутренняя конфигурация колец повторяет профиль, образованный гранями кассет активной зоны. Для охлаждения на кольцах имеются продольные каналы. При установке выгородки на граненый пояс шахты, каналы в выгородке совпадают с отверстиями в граненом поясе шахты. В шести сквозных отверстиях выгородки установлены трубы с резьбой в нижней части, предназначенные для жесткого закрепления выгородки в шахте (путем вворачивания их в граненый пояс шахты) от всплытия и одновременно используемые под установку датчиков системы контроля перегрузки (СКП). Кроме того, выгородка предварительно устанавливается на три фиксатора, закрепленные в граненом поясе шахты. Верхнее кольцо выгородки центрируется относительно цилиндрической части шахты шпонка55

ми, привариваемыми к внутренней поверхности шахты и входящими в вертикальные пазы выгородки. Ниже шпонок, по направлению продольных пазов выгородки, к внутренней поверхности шахты приварены вытеснители, в которые по высоте и ширине имеют меньшие размеры, чем шпонки. На наружной поверхности в районе вертикальных пазов выгородки на кольцах выполнены горизонтальные пазы для обеспечения равномерного охлаждения выгородки в этом районе. В верхней части выгородки установлены трубы с пазами для байонетного захвата контейнерных сборок с образцами-свидетелями корпусной стали. В выгородке, кроме отверстий для крепления колец, имеется 72 вертикальных канала для охлаждения выгородки. Одновременно эти каналы используются для следующих целей: 1) шесть каналов диаметром 130 мм предназначены для труб, крепящих выгородку к шахте, в эти трубы во время работ по перегрузки топлива устанавливаются сухие каналы системы контроля перегрузки; 2) шесть каналов, оканчивающихся отверстиями с резьбой М85 − для транспортировки выгородки; 3) в 30-ти каналах (на верхнем кольце выгородки) в монтажных условиях приваривают трубы, выступающие над горизонтальной плоскостью кольца на 35 мм, в которые устанавливают сборки с лучевыми образцами-свидетелями; 4) 30 каналов − для охлаждения. Все продольные каналы выгородки имеют шайбы (конструктивно в граненом поясе шахты), которые обеспечивают необходимый расход теплоносителя через них. Выем выгородки из реактора производится совместно с шахтой. Таким образом, выгородка неподвижно крепится в нижней части в шахте, а верхняя часть выгородки осуществляет температурное перемещение относительно стенки шахты реактора. 2.4.4. Блок защитных труб

Сверху на подпружиненные головки ТВС устанавливается блок защитных труб (рис. 2.13). БЗТ прижимает ТВС и фиксирует их в плане. Прижимное усилие, создаваемое БЗТ, компенсирует подъемную силу потока теплоносителя, воздействующего на ТВС, и 56

предотвращает их всплытие. В пеналах, закрепленных к верхней обечайке БЗТ, установлены контейнеры со сборками «тепловых» образцов-свидетелей корпусной стали. В 61 защитной трубе БЗТ перемещаются органы СУЗ. БЗТ фиксируется от перемещений в плане в шахте реактора: • в верхней части − посредством трех шпонок, закрепленных на внешней поверхности верхней обечайки БЗТ, входящих в пазы в верхней части шахты; • в нижней − посредством шести шпонок, закрепленных на внутренней поверхности шахты, входящих в пазы в нижней опорной плите БЗТ. Назначение блока защитных труб: • дистанционирование и точная фиксация по высоте и в плане головок ТВС без ОР СУЗ; • обеспечение ориентации в плане и по высоте головок ТВС с ОР СУЗ; • совмещение каналов для ПЭЛов органов СУЗ в ТВС и направляющих каркасов защитных труб ОР СУЗ; • создание заданного проектного прижимающего усилия на головки ТВС, обеспечивающего закрепление ТВС, и удерживание их от всплытия во всех режимах эксплуатации РУ; • размещение труб для защиты органов СУЗ от динамического воздействия потоков теплоносителя (защитные трубы, кроме того, обеспечивают проектную скорость падения ОР и предотвращают их заклинивание); • размещение защитных труб чехлов каналов нейтронного измерения, обеспечивающих их закрепление и фиксацию; • размещение и закрепление контейнеров со сборками «тепловых» образцов-свидетелей; • создание перемешивания и равномерного расхода теплоносителя на выходе из активной зоны и на входе в верхнюю камеру реактора. БЗТ представляет собой сварную металлоконструкцию, состоящую из: 1) нижней опорной плиты; 2) средней плиты; 3) верхней плиты; 4) верхней обечайки; 57

5) 6) 7) 8) 9)

перфорированной обечайки; 61 защитной трубы органов СУЗ; 60 защитных труб для чехлов каналов ТК и КНИ; 64 чехловых труб для каналов КНИ; 98 чехловых труб для каналов ТК.

Рис. 2.13. Блок защитных труб (общий вид): 1 – защитная труба; 2 – корпус; 3 – защитный каркас; 4 – средняя плита; 5 – опорная обечайка; 6 – труба для образцов-свидетелей; 7 – стояк; 8 – опорный фланец

БЗТ представляет собой сварную металлоконструкцию, состоящую из верхней, средней и нижней плит, связанных между собой перфорированным корпусом и защитными трубами СУЗ, каналов ВРК (ТК и КНИ). Материал БЗТ-сталь 08Х18Н10Т, масса − 60 т. В 61 защитную трубу установлены направляющие каркасы, в кото58

рых с помощью приводов типа ШЭМ перемещаются траверсы с регулирующими стержнями. В каждом каркасе защитной трубы предусмотрен плотный канал для установки термометра термоэлектрического. Всего в БЗТ размещено 98 плотных чехлов, в том числе три − для замера температуры теплоносителя под крышкой реактора. Нижняя опорная плита БЗТ толщиной 250 и диаметром 3490 мм, в ней выполнены: 1) сквозные отверстия круглой и эллиптической формы, обеспечивающие проход потока теплоносителя из активной зоны сквозь плиту; 2) 61 сквозное отверстие диаметром 176, для размещения и закрепления в плите нижних частей защитных труб органов СУЗ и проход органов СУЗ в активную зону; 3) 60 сквозных отверстий диаметром 110, для размещения и закрепления в плите нижних частей защитных труб чехлов каналов КНИ и ТК; 4) 30 сквозных отверстий диаметром 30 по периферии плиты, обеспечивающие проход чехлов каналов КНИ и ТК к головкам ТВС периферийных рядов ТВС в активной зоне. На наружной торцевой поверхности плиты выполнены 6 пазов, размещенных по окружности друг относительно друга через 60 °С. При установке БЗТ эти пазы садятся на 6 шпонок в шахте реактора, фиксируя БЗТ в плане. В нижней опорной плите БЗТ со стороны нижней поверхности на глубину 70 мм выполнены 163 углубления, в виде усеченных конусов с шестью пазами. В эти конусные углубления входят головки ТВС и фиксируются в них в плане и по высоте. Средняя плита БЗТ представляет собой плиту толщиной 200 и диаметром 3400 мм, в ней выполнены: средняя плита БЗТ, устанавливаемая и закрепляемая на нижней перфорированной обечайке и имеющая одинаковое число отверстий с нижней плитой; средняя и нижняя опорная плиты, также жестко связанные между собой путем закрепления в них концов защитных труб. Верхняя плита БЗТ толщиной 70 и диаметром 3300 мм, в ней выполнены: 59

1) 36 сквозных отверстий диаметром 200 мм, обеспечивающие циркуляцию теплоносителя под крышку ВБ; 2) 61 сквозное отверстие диаметром 165 мм (для закрепления направляющих труб штанг органов СУЗ); 3) 14 сквозных отверстий диаметром 100 мм (для прохода пучков чехловых труб каналов ТК); 4) 16 сквозных отверстий диаметром 165 мм (для прохода пучков чехловых труб каналов КНИ). Верхняя плита БЗТ устанавливается и закрепляется на верхней обечайке. Над верхней плитой БЗТ плотные чехлы термометров объединены в 14 стояков ТК, которые расположены на периферийной части БЗТ и проходят через периферийные трубки в крышке верхнего блока. Плотных каналов ТК в стояке − 7. Радиусы гибов каналов составляют не менее 600 мм. Чтобы исключить попадание борного раствора в плотные каналы ТК при извлечении и установке БЗТ в реактор, до заполнения шахты реактора борным раствором на стояки ТК устанавливаются заглушки, при помощи которых уплотняются верхние части стояков ТК и производится проверка плотности стояков ТК давлением азота 1,7 кгс/см2 с обмыливанием мест уплотнения. В верхней плите предусмотрены отверстия для транспортировки БЗТ. Между средней и нижней плитами БЗТ, кроме защитных труб с направляющими каркасами, труб с чехлами для термометров, установлено 60 защитных труб, в которых по центру проходит направляющий канал для установки сборки ДПЗ (на реакторе В320 сборка ДПЗ может быть установлена только в ТВС, в которой отсутствует кластер). Радиусы гиба каналов для сборок ДПЗ составляют не менее 1200 мм. Каналы для сборок ДПЗ над верхней плитой объединяются в 16 стояков ЭВ, по четыре канала в каждом стояке. 10 стояков расположены на периферии верхней плиты, 6 стояков ЭВ – в центральной части плиты. Такому расположению соответствует размещение патрубков на крыше реактора. К верхней плите крепится опорная обечайка с фланцем, через который БЗТ прижимается крышкой верхнего блока (ВБ) к головкам кассет активной зоны реактора. На реакторе В-320 жесткие упоры от всплытия внутрикорпусной шахты конструктивно выполнены на опорном фланце БЗТ в трех местах. 60

На верхней плите имеются отверстия для транспортировки и технологических операций с БЗТ. Для обеспечения циркуляции теплоносителя под крышкой верхнего блока в средней и верхней плитах предусмотрена перфорация, а во фланце опорной обечайки – щели. На внутренней поверхности опорной обечайки размещаются необлучаемые температурные образцы-свидетели корпусной стали. Блок защитных труб ставится нижней плитой на подпружиненные головки кассет, тем самым поджимая их и препятствуя возникновению их вибрации, и в свою очередь сам через закрепленные в трех местах опорного фланца планки поджимается сверху фланцем крышки при затяжке главного разъема. Перфорированная обечайка БЗТ предназначена для выравнивания скоростей потоков теплоносителя, выходящего в кольцевую камеру верхних выходных патрубков реактора. Обечайка состоит из нижней цилиндрической части диаметром 3480 мм, средней части в виде усеченного конуса и верхней цилиндрической части диаметром 2930 мм. Толщина обечайки 50 мм. Верхняя обечайка БЗТ предназначена для размещения и закрепления на ней верхней плиты, для передачи прижимающего усилия от крышки реактора к БЗТ и фиксации в плане верхней части БЗТ. Верхняя обечайка цилиндрической формы диаметром 3360 мм и имеет переменную толщину: у основания 75 мм, в верхней части − 45 мм. Верхняя обечайка устанавливается и закрепляется на средней плите. Обечайка имеет в средней части наружной поверхности бурт с закрепленными на нем регулировочными пластинами. Бурт обечайки воспринимает и передает прижимающее усилие от крышки при установленном на корпус реактора ВБ. На внутренней поверхности обечайки установлены и закреплены в пеналах контейнеры со сборками “тепловых” образцов-свидетелей корпусной стали. На внешней поверхности верхней обечайки БЗТ закреплены 3 шпонки. При установке БЗТ в реактор эти шпонки входят в шпоночные пазы, выполненные в верхней обечайке шахты, и фиксируют верхнюю часть БЗТ в плане относительно шахты.

61

2.4.5. Верхний блок с крышкой

ВКУ реактора выполнены выемными для обеспечения возможности осуществления перегрузки и контроля внутренней поверхности корпуса реактора. На фланец корпуса реактора устанавливается верхний блок (ВБ), который внутренними поверхностями фланца крышки прижимает: • фланец шахты к корпусу реактора через упругие трубчатые элементы; • БЗТ − к подпружиненным головкам ТВС через пластины, закрепленные на бурте верхней обечайке БЗТ. В собранном реакторе между буртом верхней обечайки БЗТ и фланцем шахты обеспечен зазор 0,5 мм. Уплотнение фланцев корпуса и крышки реактора (главного разъема реактора) обеспечивается комплектом деталей главного уплотнения реактора. На крышке реактора устанавливаются металлоконструкция и траверса, образующие совместно с крышкой верхний блок реактора (рис. 2.14). На верхний блок устанавливается блок электроразводок (БЭР). На БЭР закрепляется кабельная разводка от электрооборудования приводов СУЗ, от датчиков каналов температурного конРис. 2.14. Верхний блок троля и каналов нейтронного с крышкой: 1 – траверса; 2 – дистанционируюизмерения системы ВРК и щая решетка; 3 – привод ШЭМ; 4 – сигнализатора течи патрубков каркас; 5 – обечайка; 6 – крышка крышки ВБ. Шлейфы подсое62

диняются с одной стороны к штепсельным разъемам на оборудовании ВБ, а с другой стороны – к штепсельным разъемам на панели бетонной шахты реактора. Корпус и крышка реактора окружены теплоизоляцией с обеспечением доступа для осмотра и контроля состояния металла. Верхний блок предназначен для: 1) уплотнения главного разъема реактора; 2) размещения и закрепления приводов СУЗ, каналов нейтронного измерения, каналов температурного контроля, воздушника реактора; 3) уплотнения разъемов и выводов приводов СУЗ, КНИ, ТК и воздушника реактора; 4) создания проектного прижимного усилия на шахту, БЗТ. Верхний блок состоит из следующих основных узлов: 1) крышки; 2) металлоконструкции; 3) траверсы; 4) приводов СУЗ. Верхний блок представляет собой конструкцию, состоящую из крышки с патрубками, из металлоконструкций с траверсой и установленных приводов системы управления и защиты реактора, выводов разъемов КНИ и ТК. Материал верхнего блока: крышка – 15Х2МФА, металлоконструкция – ВСт3, чехол, привода, механическая часть – 08Х18Н10Т. Масса верхнего блока – около116 т. Крышка реактора является одним из основных узлов верхнего блока и предназначена для уплотнения реактора, размещения приводов ШЭМ, размещения выводов коммуникаций системы внутриреакторного контроля (ВРК) и их уплотнения, удержания от всплытия кассет, БЗТ и шахты реактора. Крышка реактора имеет тарельчатую форму и представляет собой штампосварную конструкцию, состоящую из “усеченного” эллипсоида и фланца. На крышке размещаются: 1) патрубки СУЗ, ТК, КНИ и воздушника реактора; 2) чехловые трубы приводов СУЗ; 3) металлоконструкция верхнего блока; 4) трубопровод воздушника реактора. 63

В эллиптической части крышки выполнено 92 отверстия, в которых установлены и обварены 61 патрубок СУЗ, 16 патрубков КНИ, 14 патрубков ТК и 1 патрубок воздушника реактора. На наружной поверхности крышки приварено также 6 бобышек с резьбовыми гнездами для крепления штанг металлоконструкции верхнего блока. Фланец крышки выполнен цельнокованым. Во фланце выполнено 54 отверстия диаметром 180 мм под шпильки главного уплотнения реактора и резьбовые гнезда для закрепления системы центровки верхнего блока и секторов промежуточного кольца. Патрубки СУЗ, ТК, КНИ и воздушника реактора приварены к крышке прочноплотными швами через переходную наплавку, выполненную в теле крышки в нижней части отверстий. Внутренняя поверхность каждого патрубка изолирована от контакта с теплоносителем приваренными рубашками из нержавеющей стали. Крышка изготовлена из углеродистой низколегированной высококачественной стали марки 15Х2НФМА. Нижняя торцевая и внутренняя поверхности крышки покрыты антикоррозионной наплавкой из нержавеющей стали толщиной 8 мм. На торцевой поверхности фланца предусмотрена контактная поверхность для прутковых прокладок уплотнения главного разъема. Все патрубки СУЗ, КНИ, ТК имеют одинаковые присоединительные размеры фланцевых разъемов с канавками для установки двух прокладок: никелевой для собственно уплотнения разъема и асбестовой − для образования полости сбора протечек. Во всех фланцах указанных патрубков (91 патрубок) сделаны отверстия с трубочками, которые группируются и заводятся в 6 датчиков контроля плотности разъемов патрубков. Металлоконструкция ВБ предназначена для создания единой жесткой конструкции, обеспечивающей транспортировку ВБ и закрепление: 1) чехлов приводов СУЗ; 2) трубопровода воздушника реактора; 3) коллекторов и направляющих каналов охлаждения электромагнитов приводов СУЗ; 4) трубопроводов и сигнализаторов течи системы контроля протечек патрубков СУЗ, ТК и КНИ; 5) траверсы ВБ. 64

Металлоконструкция ВБ реактора состоит из каркаса и 6 штанг. Каркас металлоконструкции состоит из: 1) направляющих труб; 2) воздушного коллектора; 3) плиты верхней; 4) решетки дистанционирующей; 5) шестигранных труб. Штанги выполнены в виде стержней круглого сечения, которые вворачиваются на резьбе в бобышки, приваренные к наружной поверхности крышки. Штанги обеспечивают создание жесткой конструкции ВБ и его транспортировку. Направляющие трубы устанавливаются на штанги и обеспечивают закрепление на них всех элементов металлоконструкции. Воздушный коллектор состоит из двух плит и обечайки и обеспечивает отвод воздуха, охлаждающего электромагниты приводов СУЗ. Шестигранные трубы размещаются между верхней плитой коллектора и верхней плитой каркаса. Шестигранные трубы образуют тракт движения охлаждающего воздуха вдоль защитных чехлов приводов СУЗ. Верхняя плита каркаса и верхняя плита коллектора прижимают и дистанционируют шестигранные трубы с помощью штифтов, установленных на плитах в углах шестигранников труб. Решетка дистанционирующая обеспечивает с помощью ограничивающих стаканов центровку приводов СУЗ ограничителем перемещений приводов в горизонтальном направлении при сейсмических воздействиях. На промежуточную плиту установлены вертикально 61 тонкостенная шестигранная нержавеющая труба, служащая для организации воздушного охлаждения блоков электромагнитов приводов ШЭМ и шесть коробок системы контроля плотности разъемов патрубков. Каркас устанавливается на шесть штанг, предварительно ввернутых до упора в резьбовые гнезда бобышек крышки реактора, и закрепляется втулками и гайками. На вертикальные трубы каркаса устанавливается дистанционирующая решетка. Дистанционирующая решетка служит для центровки приводов ШЭМ и размещения датчиков указателя положения при монтаже и демонтаже верхнего блока, установленного на корпус реактора. 65

Траверса предназначена для транспортировки ВБ и предотвращения вылета привода СУЗ при обрыве защитного чехла или патрубка СУЗ на крышке реактора. Траверса ВБ состоит из: • круглой плиты с шестью отверстиями под направляющие трубы ВБ; • усилительных радиальных ребер, приваренных к верхней поверхности плиты; • серьги под крюк крана, закрепленной в центре плоскости плиты; • ограждения, закрепленного на верхней поверхности плиты. Траверса устанавливается и закрепляется сверху каркаса металлоконструкции ВБ на направляющих трубах. 2.5. Оборудование бетонной шахты

Реактор в сборе устанавливается в бетонной шахте (рис. 2.15), оборудование которой обеспечивает биологическую защиту от излучений со стороны активной зоны, надежное крепление реактора с учетом сейсмических нагрузок и тепловую изоляцию по наружной поверхности. Шахта выполняется из обычного бетона и имеет закладные металлические детали для крепления оборудования шахтного объема. Бетонная шахта реактора разделительным сильфоном разделена по высоте на два объема: 1) верхний, заполняемый водой при перегрузке топлива или ВКУ реактора; 2) нижний, условно разделяемый фермой опорной на шахту зоны патрубков и шахту цилиндрической части корпуса. Бетонная шахта через транспортный коридор, снабженный гидрозатвором, соединена с бассейном выдержки. Бетонная шахта реактора в сторону, противоположную расположению гидрозатвора, переходит в коридор над шахтами ревизии БЗТ и шахты реактора, образуя единый объем, который заполняется борным раствором для перегрузки внутрикорпусных устройств реактора или для перегрузки топлива. В бетонной шахте реактора имеются кабельные коридоры для СУЗ и системы внутриреакторного контроля, воздуховоды рецир66

куляционных систем. После установки корпуса реактора в проектное положение и проведения гидравлических испытаний первого контура в помещении зоны патрубков устанавливается биологическая и тепловая защита. В помещении зоны патрубков биологическая защита выполнена из металлических коробов, заполненных специальным составом, в который входят серпентинитовая галя, кристаллический карбид бора, дробь чугунная литая. Для ослабления до допустимых значений потоков нейтронов и гамма-излучения в радиальном направлении вокруг корпуса реактора в районе активной зоны выполняется биологическая «сухая» защита. Она состоит из слоя серпентинитового бетона толщиной 720 мм и высотой 4,7 м, облицованного металлической оболочкой

Рис. 2.15. Бетонная шахта реактора

Использование в составе боковой защиты серпентинитового бетона, хорошо сохраняющего в процессе эксплуатации в химически связанном виде воду и обладающего большой радиационной стойкостью (до интегральных значений потока 1,5×1020 нейтр/см2 с энергией нейтронов > 0,8 МэВ), позволяет в достаточной мере 67

удовлетворять требованиям по нейтронной защите. Кроме того, применение серпентинитового бетона обеспечивает формирование поля тепловых нейтронов внутри бетона для нормальной работы ионизационных камер (ИК) системы управления и защиты (СУЗ). В сухой защите имеются каналы, размещенные по двум концентрическим окружностям бетонной шахты, по 30 каналов в каждой окружности. Из них задействовано по 27 каналов для ионизационных камер и их противовесов и по 3 канала из каждой окружности для охлаждения. По каналам для противовесов также подается воздух для охлаждения бетона шахты и фермы. Кроме указанного, через «сухую» защиту и ферму проходят 6 труб для охлаждения бетона шахты. На вертикальную внутреннюю часть «сухой» защиты и облицовку бетонной шахты устанавливается теплоизоляция цилиндрической части корпуса реактора. Между вертикальной частью корпуса реактора и теплоизоляцией обеспечивается необходимый зазор для выполнения работ по наружному осмотру и ультразвуковому контролю цилиндрической части корпуса реактора. На стадии строительных работ, до установки корпуса реактора в проектное положение, в пол шахты бетонируется анкерная тяга грузоподъемностью 625 т для проведения первоначального испытания кругового крана защитной оболочки. После окончания работ по испытанию крана выступающая из бетона часть анкерной тяги демонстрируется. Затем производится окончательная подготовка пола шахты к установке рельсов для манипулятора по ультразвуковому контролю и укладки теплоизоляции на горизонтальную часть шахты. Оборудование бетонной шахты ядерного реактора предназначено для: 1) закрепления корпуса реактора; 2) герметичного разделения верхнего и нижнего объемов бетонной шахты реактора; 3) обеспечения прохода электрических, технологических коммуникаций и коммуникаций КИП к реактору; 4) обеспечения биологической защиты; 5) обеспечения теплоизоляции реактора; 6) размещения устройств, обеспечивающих контроль за нейтронной мощностью реактора. 68

Оборудование бетонной шахты реактора состоит из: • фермы опорной; • сильфона разделительного; • деталей закладных; • изоляции тепловой цилиндрической части корпуса реактора; • изоляции тепловой зоны патрубков корпуса реактора; • каналов измерительных ядерных; • защиты биологической; • деталей закладных и рельс; • двери защитной. 2.6. Принцип действия реакторной установки

Реактор вырабатывает и передает теплоносителю 1-го контура тепловую энергию, которую выделяет топливная загрузка ТВС (активная зона) реактора при создании и поддержании цепной ядерной реакции деления тепловыми нейтронами ядер топлива 235 U. Процесс создания и поддержания цепной ядерной реакции деления ядер 235U происходит следующим образом: 1) в результате самостоятельного деления ядер топлива и самопроизвольного распада осколков деления в активной зоне реактора появляются свободные быстрые нейтроны; 2) быстрые нейтроны, проходя через замедлитель и тормозясь, замедляются, отдавая часть своей энергии замедлителю, и переходят в медленные тепловые нейтроны; 3) тепловые нейтроны, обладая свойством делить ядра 235U, взаимодействуют с ядерным топливом и осуществляют цепную реакцию деления; 4) в результате цепной ядерной реакции деления возникают новые свободные быстрые нейтроны, которые, перейдя в тепловые, участвуют в дальнейшем делении ядер топлива, и так цикл повторяется. Средой, используемой в реакторе в качестве замедлителя быстрых нейтронов и теплоносителя, обеспечивающего теплосъем с оболочки твэла, в которую заключено ядерное топливо активной зоны реактора, и передачу его теплоносителю второго контура, является раствор борной кислоты в химически обессоленной воде. 69

Регулирование мощности реактора и его останов производятся путем изменения в активной зоне реактора количества материала, поглощающего тепловые нейтроны, что приводит к уменьшению или увеличению делений ядер топлива тепловыми нейтронами. Регулирование мощности реактора и его останов производятся двумя независимыми системами с помощью двух разных способов: • «механическая» система (СУЗ) регулирует мощность реактора перемещением вверх-вниз органов СУЗ (пучков поглощающих элементов) в ТВС топливной загрузки реактора (в активной зоне реактора). С помощью этой системы производятся быстрые (в течение нескольких секунд) изменения мощности и останов реактора; • система «жидкостного» регулирования регулирует мощность реактора изменением концентрации борной кислоты (жидкого поглотителя нейтронов) в теплоносителе 1-го контура посредством ввода «чистого» конденсата или раствора борной кислоты. С помощью этой системы производятся медленные (в течение нескольких минут и более) изменения мощности и останов реактора. Конструкция ВКУ исключает возможность непредусмотренного и приводящего к увеличению реактивности перемещения ТВС в активной зоне реактора и заклинивания органов СУЗ. Перегрузка ТВС в реакторе (выгрузка из реактора отработанных ТВС, перестановки в реакторе частично отработанных ТВС и загрузка в реактор свежих ТВС) производится один раз в год под слоем воды. Для этого реактор должен быть остановлен и разуплотнен, температура теплоносителя 1-го контура на выходе из активной зоны – менее 70 °С, а в бассейне выдержки при проведении работ по перегрузке топлива – менее 50 °С. ВБ снят с корпуса реактора. Корпус реактора, бетонная шахта над реактором и бассейн выдержки должны быть заполнены химобессоленной водой с концентрацией борной кислоты не менее 16 г/кг до уровня, необходимого для выгрузки ВКУ и перегрузки ТВС. Извлечение ВКУ из отработавшего на мощности реактора и транспортировка их в шахты ревизии выполняются под слоем воды, необходимом для обеспечения радиационной безопасности при их транспортировке.

70

2.7. Назначение, состав и устройство комплекса кассет и его составных частей

Комплекс ТВС реактора ВВЭР-1000 предназначен для генерирования тепловой энергии, обеспечения теплосъема и управления процессом энерговыделения в активной зоне реактора. Комплекс ТВС, в общем случае, представляет собой совокупность различных кассет, ПС СУЗ и пучков СВП, предназначенных для выполнения в активной зоне реактора (рис. 2.16) взаимосвязанных эксплуатационных функций.

Рис. 2.16. Картограмма активной зоны реактора 71

Тепловыделяющая сборка генерирует тепловую энергию и передает ее потоку теплоносителя в активной зоне реактора. ТВС осуществляет дистанционирование тепловыделяющих элементов (твэлов), формирует поток теплоносителя вблизи элементов, обеспечивая необходимое охлаждение. ТВС обеспечивает механическую целостность сборки твэлов, препятствует возникновению и распространению локальной аварии, связанной с уменьшением потока теплоносителя в отдельные ячейки и разрушением части твэлов. Общий вид ТВС реактора ВВЭР-1000 проекта В-320 представлен на рис. 2.17.

Рис. 2.17. Тепловыделяющая сборка: 1 – головка; 2 – направляющий канал (18 шт.); 3 – труба центральная; 4 – элемент тепловыделяющий; 5 – решетка дистанционирующая (15 шт.); 6 – решетка нижняя; 7 – хвостовик 72

В состав кассеты входят: • головка; • 18 каналов (направляющих); • труба центральная; • 312 твэлов; • 15 дистанционирующих решеток; • решетка нижняя; • хвостовик; • 21 шплинт. Головка обеспечивает взаимодействие кассеты с плитой БЗТ реактора и представляет собой конструкцию, в состав которой входят: • обечайка верхняя; • обечайка нижняя; • шток; • 3 болта; • 16 пружин; • шайба. Общий вид головки приведен на рис. 2.18.

Рис. 2.18. Головка ТВС: 1 – обечайка верхняя; 2 – обечайка нижняя; 3 – шток; 4 – болт (3 шт.); 5 – пружина (16 шт.); 6 – шайба 73

Верхняя обечайка представляет собой трубу, на наружной поверхности которой имеются два ребра, а внутренний объем разделен плитой на две полости. Одна полость предназначена для размещения головки ПС СУЗ или пучка СВП, в другой − расположены пружины. Труба обеспечивает взаимодействие головки кассеты с гнездом в плите БЗТ, а с помощью ребер осуществляется взаимодействие кассеты с транспортно-технологическим оборудованием и ориентация ее в реакторе. Плита имеет отверстия для прохода втулки штока, труб нижней обечайки, болтов и служит упором для пружин и втулки штока. Нижняя обечайка представляет собой полый усеченный конус с плитами в обоих основаниях, через которые проходят трубы. Конус и плита в нижнем основании имеют отверстия для протока теплоносителя и служат для защиты твэлов от механических повреждений при перегрузках кассет в активной зоне, а также стабилизации потока теплоносителя на выходе из кассеты. Плита в верхнем основании конуса имеет резьбовые отверстия для болтов и служит опорой для пружин. Трубы, закрепленные с помощью сварки в нижнем основании конуса, используются в качестве направляющих для пружин, а также связующих элементов головки с каналами. Шток − сварная конструкция из втулки и трубы. Втулка служит упором для пружины и воспринимает нагрузки от удара ПС СУЗ со штангой привода при срабатывании аварийной защиты реактора. Труба является направляющей для пружины и датчика замера энерговыделения при его установке в центральную трубу кассеты. Болты связывают части головки в единую конструкцию. Пружины выполняют следующие функции: • обеспечивают необходимое усилие для удержания кассет от всплытия в активной зоне; • компенсируют допуск и разность температурных расширений элементов кассеты и внутрикорпусных устройств реактора; • возмещают динамические нагрузки на кассету при аварийных ситуациях разуплотнения первого контура реактора; • компенсируют динамические нагрузки на поглощающие элементы ПС СУЗ при срабатывании аварийной защиты реактора. 74

Шайба предназначена для стопорения болтов. Головка крепится к каналам с помощью сварки и образует с ними неразъемное соединение. Канал (направляющий) − несущий элемент конструкции кассеты, состоящий из трубы и наконечника. Общий вид канала представлен на рис. 2.19.

Рис. 2.19. Направляющий канал: 1 – труба; 2 – наконечник

Труба обеспечивает условия для прохождения ПС СУЗ и пучка СВП внутри пучка твэлов. Наконечник имеет выступ, которым канал крепится с помощью сварки в нижней решетке и калиброванные отверстия для протока теплоносителя, которые позволяют: • организовать надежное охлаждение ПС СУЗ и пучка СВП; • обеспечить приемлемую скорость и время падения ПС СУЗ при срабатывании аварийной защиты реактора; • исключить попадание в канал вместе с теплоносителем посторонних частиц, способных воспрепятствовать падению ПС СУЗ. ПС СУЗ входят в состав механической системы управления и защиты реактора. ПС СУЗ предназначены для регулирования мощности реактора и перевода его с одного уровня мощности на другой, для быстрого прекращения цепной реакции деления и осуществления аварийной защиты. Общий вид ПС СУЗ представлен на рис. 2.20. ПС СУЗ состоит из головки, пэлов, гаек, пружин и имеет несколько исполнений, различающихся между собой конструкцией пэлов и используемым в них поглощающим материалом. Срок службы таких ПС СУЗ ограничен двумя годами работы в регулирующей группе (10-й) или пятью годами в группе АЗ. 75

Рис. 2.20. Общий вид ПС СУЗ

Головка представляет собой центральную втулку, от которой отходят консольные ребра с отверстиями для установки пэлов. Внутри втулки имеются два выступа для зацепления со штангой привода СУЗ и паз для фиксатора, препятствующего самопроизвольному развороту головки относительно штанги привода. Пэлы, закрепленные в головке с помощью гаек и сварки, состоят из герметичной оболочки диаметром 8,2×0,6 мм из стали 06Х18Н10Т, заполненной виброуплотненным поглощающим материалом зафиксированным от перемещений пробками. Общий вид 76

пэла, содержащего поглощающий материал из карбида бора (В4С), представлен на рис. 2.21.

Рис. 2.21. Конструкция ПС СУЗ

Герметизация оболочки произведена посредством сварки с конусом и наконечником. Конусом пэл входит в канал кассеты, а наконечником присоединяется к головке ПС СУЗ. Шайба служит опорой для пружины ПС СУЗ. Пружины предназначены для демпфирования пэла во время удара ПС СУЗ об элементы головки кассеты при срабатывании аварийной защиты, а также при перемещениях ПС СУЗ в процессе регулирования мощности реактора. На блоках ВВЭР имелись случаи превышения проектного времени падения ПС СУЗ (более 4 с). Для повышения надежности срабатывания аварийной защиты (АЗ) на блоках были внедрены утяжеленные ПС СУЗ с пэлом, проведена доработка штанг приводов СУЗ в части увеличения массы и улучшения гидродинамики. Центральная труба используется в качестве канала для размещения в активной зоне реактора датчиков замера энерговыделения. Конструкция центральной трубы имеет вид, представленный на рис. 2.22. Центральная труба состоит из наконечника и собственно трубы, соединенных между собой с помощью вальцовки. Наконечник, предназначенный для крепления центральной трубы к нижней решетке, имеет калиброванные отверстия для протока теплоносителя. 77

Рис. 2.22. Труба центральная: 1 – труба; 2 – наконечник

Труба имеет пазы для фиксации положения дистанционирующих решеток. Твэл предназначен для генерирования тепловой, энергии и передачи ее теплоносителю. Общий вид твэла, применяемого в кассете, показан на рис. 2.23.

Рис. 2.23. Тепловыделяющий элемент реактора ВВЭР-1000: 1 – заглушка верхняя; 2 – оболочка; 3 – фиксатор; 4 – топливная таблетка; 5 – заглушка нижняя

Твэл представляет собой оболочку, герметизированную с обоих концов с помощью заглушек и сварки. Внутренний объем оболочки заполнен топливными таблетками из двуокиси урана и гелием под давлением. Столб топливных таблеток зафиксирован от перемещений двумя фиксаторами, представляющими собой цилиндрические пружинные втулки. Над столбом топливных таблеток имеется свободный объем, используемый в качестве газосборника для газообразных продуктов деления, выделяющихся в процессе эксплуатации. Работу твэлов характеризуют весьма высокие тепловые нагрузки (примерно 450 Вт/см) и значительные температурные перепады 78

по поперечному сечению топлива, которые могут составлять несколько сотен градусов. Топливные таблетки имеют центральное осевое отверстие для снижения средней объемной температуры топлива и увеличения объема газосборника. Несмотря на то, что при делении урана образуется много радиоактивных продуктов, диоксид урана при нормальных рабочих температурах удерживает более 98 % этих продуктов. Около 1–2 % продуктов, в основном газообразные и летучие – криптон (Kr), ксенон (Xe), иод (I), диффундируют в газовый объем между топливной композицией и оболочкой, при этом герметичная оболочка препятствует их выходу в теплоноситель. Поведение топлива как «барьера», удерживающего продукты деления, зависит от температуры и степени выгорания. При температурах ниже 1000 °С диоксид урана удерживает всё, даже газовые продукты деления. С ростом температуры и выгорания картина существенно меняется. Продукты деления становятся более подвижными. При температуре выше 1600 °С большая доза газов выходит из топлива под оболочку, заметно возрастает также выход иода и других летучих нуклидов. Чтобы топливо выполняло свои «барьерные» функции, важно, чтобы взаимодействие топлива с теплоносителем было минимальным. Один из важнейших критериев, характеризующих условия работы топливной композиции, – достижение температуры плавления. Этот параметр особенно важен при быстром повышении мощности, когда температура оболочки повышается незначительно. Плавление топлива должно рассматриваться как потеря барьерных функций не только топливом, но и твэлом в целом. Оболочка обеспечивает передачу тепла от топливных таблеток к теплоносителю и сохранность формы твэла в процессе эксплуатации, а также исключает контакт топливных таблеток и продуктов деления с окружающей средой. Наличие гелия под оболочкой способствует сохранению формы твэла при эксплуатации и обеспечивает надежную передачу тепла от топливных таблеток к оболочке. Основное требование к оболочке состоит в обеспечении прочности и герметичности во всем спектре нормальных и аварийных воздействий в течение многолет79

него «жизненного цикла» и радиационную стойкость при длительном облучении. Герметичность оболочек должна сохраняться в течение всего срока работы твэла и последующего хранения отработавшего топлива. В процессе «жизненного цикла» оболочка твэла подвергается воздействию совокупности факторов, создающих сложные условия работы оболочки. Это коррозионное и силовое воздействие как со стороны теплоносителя, так и со стороны топлива, термоциклирование при изменениях режимов работы (пуск, останов, маневрирование), радиационное охрупчивание при облучении потоком быстрых нейтронов, наконец, перегревы в аварийных ситуациях. При «распухании» топлива, а также под воздействием выходящих под оболочку газовых и летучих продуктов деления увеличиваются нагрузки, действующие изнутри на оболочку твэлов. Для материалов оболочек первостепенное значение имеют радиационное упрочнение, охрупчивание, распухание, радиационная ползучесть, коррозионная стойкость. При медленном увеличении мощности или уменьшении расхода теплоносителя через реактор основным параметром, характеризующим целостность твэла, будет температура оболочки. Разрушение оболочки начинается, когда напряжения превышают предел прочности, определяемый в зависимости от температуры. При определении максимально допустимых значений параметров, характеризующих состояние активной зоны, в первую очередь должны рассматриваться оболочки твэлов, от состояния которых во многом зависит развитие аварийного процесса. Предельно допустимые значения параметров устанавливаются на основе экспериментальных данных по поведению оболочки и твэлов в целом в стационарных и переходных режимах. Допустимые пределы повреждения твэлов при нормальной эксплуатации для ВВЭР следующие: • число твэлов с микродефектами не должно превышать 1 %; • число твэлов с прямым контактом топлива и теплоносителя не должно превышать 0,1 % их общего количества в активной зоне. В сложных аварийных условиях допускается превышение проектного предела повреждения твэлов для нормальной эксплуатации. Максимальный проектный предел повреждения твэлов для 80

ВВЭР обусловлен ограничением развития пароциркониевой реакции: • температура оболочек твэлов не более 1200 °С; • локальная глубина окисления оболочек твэлов не более 18 % первоначальной толщины стенки; • доля прореагировавшего циркония не более 1 % его массы в оболочках твэлов. В процессе эксплуатации осуществляется непрерывный контроль за состоянием оболочек твэлов, целостность которых является важнейшим условием обеспечения безопасности. Состояние оболочек оценивается системой контроля герметичности оболочек (системой КГО). Для обеспечения целостности первого основного барьера безопасности необходимы поддержание заданного температурного режима работы твэлов и предотвращение механического и коррозионного воздействий на оболочку, выходящих за допустимые по условиям прочности пределы. Нижняя заглушка позволяет закреплять твэл в нижней решетке. Дистанционирующая решетка служит для обеспечения заданного расположения твэлов в кассете и представляет собой сварную конструкцию из обода, ячеек и центральной втулки. Общий вид дистанционирующей решетки показан на рис. 2.24.

Рис. 2.24. Дистанционирующая решетка: 1 – обод; 2 – ячейка типа 1; 3 – ячейка типа 2; 4 – втулка

Обод снабжен зубчатыми краями, загнутыми в межтвэльное пространство, и выполняет следующие функции: 81

• придает дистанционирующей решетке дополнительную жесткость и сохраняет ее форму; • защищает твэлы от механических повреждений во время транспортно-технологических операций с кассетой; • обеспечивает дистанционирование соседних кассет в активной зоне реактора. Конструкция ячеек и их размещение в решетке обеспечивают надежное дистанционирование твэлов и направляющих каналов в течение всего срока эксплуатации кассеты. Втулка используется для закрепления дистанционирующей решетки на центральной трубе. Нижняя решетка служит опорой для твэлов, а также выполняет функции фильтра и стабилизатора потока теплоносителя на входе в кассету. Общий вид нижней решетки представлен на рис. 2.25.

Рис. 2.25. Нижняя решетка ТВС: 1 – решетка; 2 – уголок 82

Нижняя решетка состоит из собственно решетки и шести уголков, присоединенных в углах к ее боковым граням с помощью сварки. Решетка представляет собой перфорированную плиту с пазами для протока теплоносителя и отверстиями для крепления каналов, центральной трубы и твэлов. Уголки служат для соединения нижней решетки с хвостовиком. Хвостовик − следующий элемент рассматриваемой конструкции, который обеспечивает взаимодействие кассеты с опорным стаканом в днище шахты реактора и состоит из корпуса, системы ребер, соединенных с помощью сварки между собой и с корпусом, а также фиксатора. Общий вид хвостовика, примененного в кассете, приведен на рис. 2.26.

Рис. 2.26. Хвостовик ТВС: 1 – корпус; 2 – ребро; 3, 4, 5 – ребра; 5 – фиксатор

Корпус имеет внутри полость, через которую подводится теплоноситель, а снаружи − сферу, переходящую в цилиндр. Сферой 83

хвостовик опирается на коническую часть опорного стакана, а цилиндром взаимодействует с его цилиндром, удерживая кассету в вертикальном положении в активной зоне. Ребра служат опорой для нижней решетки. Фиксатор хвостовика предназначен для ориентации кассеты в реакторе. Шплинт представляет собой отрезок проволоки и служит для крепления твэлов в кассете. Данная ТВС имеет несколько вариантов исполнения, различающихся между собой схемой размещения твэлов в поперечном сечении кассеты и степенью обогащения топлива по 235U. Пучок СВП предназначен для выравнивания поля энерговыделения и уменьшения размножающих свойств в начале кампании в ТВС с обогащением 4,4 % (иногда используют в ТВС с меньшим обогащением) при трехгодичном топливном цикле. Пучок СВП, в отличие от ПС СУЗ, во время работы реактора в кассете неподвижен и удерживается в таком состоянии плитой БЗТ. Внешней отличительной особенностью пучка СВП является отсутствие пазов на ловителе захватной части головки для привода СУЗ и пружин на подвеске поглощающих элементов в районе их крепления к головке СВП. Общий вид пучка СВП показан на рис. 2.27.

Рис. 2.27. Пучок СВП 84

Пучок СВП состоит из головки, СВП и гаек. Головка по своей конструкции аналогична головке ПС СУЗ. СВП закреплены в головке с помощью гаек и сварки. Конструкция СВП показана на рис. 2.28.

Рис. 2.28. Конструкция стержня ВП

СВП представляет собой герметичную оболочку, заполненную вкладышами из поглощающего материала (CrB2 в алюминиевой матрице), зафиксированными от перемещений фиксатором. Герметизация оболочки произведена посредством сварки с переходниками. К нижнему переходнику способом завальцовки присоединен конус для облегчения ввода СВП в канал кассеты, а к верхнему – наконечник для его крепления к головке пучка. Конструкция фиксатора аналогична конструкции фиксатора твэла. Свободный объем под оболочкой заполнен гелием под давлением. Пучок СВП имеет несколько исполнений, различающихся по плотности поглощающего материала по естественному бору (0,020; 0,036; 0,065 г/см3) . Срок службы пучка СВП составляет один год. Во время перегрузки топлива пучок СВП извлекается из ТВС, и далее ТВС работает без СВП.

85

Глава 3. Перспективы и направления развития реакторных установок типа ВВЭР 3.1. Проекты РУ большой мощности

К проектам РУ большой мощности относятся проекты РУ мощностного ряда 700-1600 МВт электрической мощности АЭС. Главное отличие в концепциях проектов состоит в различных соотношениях применения пассивных и активных систем безопасности, систем управления запроектными авариями (ЗПА) и способах их технической реализации. Причем применение новых пассивных систем, не имеющих референтных образцов на действующих энергоблоках, означает внесение в проекты элементов инновационности. Инновации не распространяются на основное оборудование РУ, для которого имеются референтное оборудование проекта РУ В-320 и проекта В-428 основное оборудование которого полностью соответствует проекту В-392. Усовершенствования в оборудовании относятся к эволюционным изменениям референтного оборудования. 3.2. Проекты РУ В-392 (В-412) и В-428

Базовым проектом для указанного мощностного ряда является проект РУ В-392. Концептуально проект РУ В-392 ориентирован на почти полное дублирование пассивными системами функций безопасности, выполняемых активными системами. Проект разрабатывался в основном с акцентом на повышение безопасности, как реакция на требования новых редакций нормативных документов, в которые были внесены требования по преодолению ЗПА в связи с авариями на АЭС TMI-2 и «Чернобыль-4». Проект РУ В-392 хорошо известен, по нему имеется много публикаций. К их числу относятся [11–15] и многие другие. Данные по основным параметрам, проектным характеристикам и целевым показателям для проекта РУ В-392 и проекту РУ В-428 и АЭС, в состав которых входят эти РУ, приведены в табл. 3.1. 86

В 1998 г. Госатомнадзором России была выдана лицензия на сооружение НВАЭС-2 по проекту АЭС-92 с реакторной установкой В-392. В качестве условия действия лицензии предписывалось реализовать программу НИОКР с привязкой к этапам строительства и ввода АЭС в эксплуатацию. В связи с вступлением эксплуатирующей организации концерна «Росэнергоатом» в Клуб европейских эксплуатирующих организаций (EUR), была организована работа экспертов по анализу соответствия проекта АЭС-92 требованиям EUR. В результате «проект АЭС-92 успешно прошел все этапы анализа на соответствие требованиям EUR». Тем не менее отмечается незавершенность ряда НИОКР, что не препятствует положительной оценке проекта в целом. Однако проект не был реализован на НВАЭС-2, и его модификация реализуется на АЭС «Куданкулам» в Индии (проект В-412). Основное оборудование РУ реализовано в составе проекта РУ В-428 на АЭС «Тяньвань» в Китае, т.е. имеет референтные образцы. Проект РУ В-428 отличается от проекта РУ В-392 главным образом номенклатурой и структурой систем безопасности. Энергоблоки № 1, 2 АЭС «Тяньвань» (В-428) построены и введены в эксплуатацию с 2007 г. Таблица 3.1 Перечень параметров, характеристик и целевых показателей проектов В-392 и В-428

№ п/п 1 2 3 4 5 6

Параметр Установленная номинальная мощность энергоблока, МВт Номинальная тепловая мощность РУ, МВт Номинальная тепловая мощность реактора, МВт Давление теплоносителя первого контура, МПа Давление пара в парогенераторах , МПа Температура теплоносителя на входе в реактор при работе на номинальной мощности, ºС 87

Значение В-392

В-428

1000 3012 3000 15,7 6,27 291

Продолжение табл. 3.1

№ п/п 7

Параметр

Значение В-392 В-428

Температура теплоносителя на выходе из реактора в циркуляционные петли при работе на номинальной мощности, ºС

321

8

Назначенный срок службы АЭС, лет

9

Срок службы основного оборудования РУ, лет

40

10

Срок службы заменяемого оборудования РУ, лет

30

11

Время сооружения АЭС от начала строительства до сдачи в коммерческую эксплуатацию, лет

6

Коэффициент использования установленной мощности, %

90

Коэффициент технического использования мощности, %

90

12 13

30

40

14

Коэффициент готовности оборудования РУ, более

15

Коэффициент полезного действия, нетто, %

16

Топливный цикл, лет

17

Периодичность перегрузок, месяцев

12,18

12

18

Максимальное выгорания по ТВС, МВт·сутки/кгU

49,60

49

19

Ремонтный цикл, лет

20

Среднегодовая продолжительность плановых остановок (на перегрузку топлива, регламентные работы по обслуживанию), сут, не более

30

25

21

Продолжительность перегрузки топлива, сут, не более

17

14

22

Количество неплановых остановок реактора за год, не более

1,0

1,0

25

0,92 −

33,3 3−4

4

Запас по глушению трубок в парогенераторе, %

26

Вероятность тяжелого повреждения активной зоны, <10 реакт./год

27

Вероятность предельного аварийного выброса, реакт./год 88

2 −6

<10−5

<10−7

Окончание табл. 3.1

№ п/п 28

29

Параметр Время эффективного действия пассивных систем безопасности и управления авариями без вмешательства оператора и потребности в электроэнергии, ч, не менее

Значение В-392 В-428

Проектное и максимальное расчетное землетрясение (ПЗ и МРЗ), баллы

30

Ускорение на уровне земли, соответствующее ПЗ и МРЗ, g

31

Трубопроводы первого контура, для которых применима концепция течь перед разрывом (ТПР)

−

24 7/8 0,1

0,2

ГЦТ, соединительный трубопровод, трубопроводы САОЗ (Ду 850, 350, 300)

3.3. Проект РУ В-448

В период 2003–2006 гг. ОКБ «Гидропресс» совместно с ГНИПКИ АЭП, РНЦ «Курчатовский институт», ОКБ ОМЗ «Ижорский завод» по заказу концерна «Росэнергоатом» разрабатывал проект реакторной установки ВВЭР-1500 (В-448) для энергоблока АЭС электрической мощности 1500–1600 МВт. Концепция безопасности проектов РУ и АЭС соответствовала концепциям безопасности проектов В-392 и АЭС-92. При этом предполагалось использовать результаты НИОКР, выполняемых в обоснование проектов В-392 и АЭС-92, для обоснования этого проекта с учетом масштабного фактора. В отношении повышения экономической эффективности проект был ориентирован на выполнение требований EUR в полном объеме. Информация по этому проекту, опубликованная в [14−15] и других изданиях, приводится в табл. 3.2. В результате выполненного комплекса работ по расчетноэкспериментальному обоснованию проекта разработана документация базового проекта РУ (~70%) в объеме, необходимом для 89

получения лицензии на начало строительства, отработана технология изготовления корпуса реактора и изготовлены полномасштабные опытные обечайки. В 2006 г. разработка проекта была прекращена в связи с ориентацией промышленности на производство оборудования по проектам РУ В-392М и В-491 для АЭС-2006. Таблица 3.2 Перечень параметров, характеристик и целевых показателей проекта В-448

№ Параметр п/п 1 Установленная номинальная мощность энергоблока, МВт 2 Номинальная тепловая мощность РУ, МВт 3 4 5 6 7

8 9 10 13 14 15 16 17 18 19

Номинальная тепловая мощность реактора, МВт Давление теплоносителя первого контура, МПа Давление пара в парогенераторах , МПа Температура теплоносителя на входе в реактор при работе на номинальной мощности, ºС Температура теплоносителя на выходе из реактора в циркуляционные петли при работе на номинальной мощности, ºС Срок службы АЭС, лет Срок службы основного оборудования РУ, лет Срок службы корпуса реактора, лет Коэффициент технического использования мощности, % Коэффициент готовности оборудования РУ Коэффициент полезного действия, нетто, % Продолжительность топливного цикла, лет Периодичность перегрузок, месяцев Максимальное выгорание по ТВС, МВт·сут/кгU Продолжительность периода между ремонтами, лет 90

Значение

1550 − 4250 15,7 7,34 297,7

330 50 50 60 93 0,95 35,7 6 12−24 69 8

Окончание табл. 3.2

№ п/п 20

Параметр

Значение

Среднегодовая продолжительность плановых остановок (на перегрузку топлива, регламентные работы по обслуживанию), не более, сут/год Продолжительность перегрузки топлива, не более, сут/год Количество неплановых остановок реактора за год, не более Запас по глушению трубок в парогенераторе, % Вероятность тяжелого повреждения активной зоны на реактор в год

Менее 10−6

27

Вероятность предельного аварийного выброса на реактор в год

Менее 10−7

28

Время эффективного действия пассивных систем безопасности и управления авариями без вмешательства оператора и потребности в электроэнергии, ч Диаметр трубопроводов первых и вторых контуров, для которых применима концепция течь перед разрывом (ТПР), мм

21 22 25 26

31

32

Необходимость создания головного энергоблока для обоснования

25 17 1,0 2

72

≥ 200 Да

3.4. Проект РУ В-466Б

Разработка проекта РУ В-466Б для АЭС «Белене» в Болгарии начата в 2007 г. после разработки технического задания на проектирование, сооружение и введение в эксплуатацию. В этом техническом задании наиболее полно синтезированы современные требования к легководным реакторным установкам. Основу технического задания составляют требования, практически полностью соответствующие требованиям EUR, что и определило концепцию данного проекта. По применяемым техническим решениям он наиболее близок проекту РУ В-392 (В-412), который можно считать для него референтным проектом. Вместе с тем этот 91

проект ориентирован на более полное удовлетворение требований, повышающих его экономическую эффективность. В сравнении с проектом В-392 к этим требованиям, прежде всего, относятся требования по повышению сроков службы основного оборудования, требования по улучшению топливоиспользования и других эксплуатационных характеристик. Рассмотрим отдельные технические решения, относящиеся к отличиям этого проекта от проекта РУ В-392. Принципиальная компоновка сохранена без изменений (рис. 3.1). Расположение реактора в шахте бетонной также не изменено (рис. 3.2).

Рис. 3.1. Принципиальная компоновка основного оборудования РУ В-466Б 92

Рис.3.2. Расположение реактора в бетонной шахте

Отличия, внесенные в конструкцию реактора, связаны с необходимостью увеличения срока службы корпуса реактора. С этой целью был увеличен диаметр корпуса реактора начиная с зоны патрубков и ниже с 4150 до 4195 мм. Это изменение дало возможность ограничить флюенс потоков нейтронов с энергией более 0,5 МэВ на корпус величиной менее 4,85·1019 нейтр/см² и тем самым обес93

печить ресурс работы корпуса 60 лет при применении улучшенной корпусной стали марки 15Х2НМФА класс 1 с пониженным содержанием никеля. Применен усовершенствованный привод СУЗ ШЭМ-3 с улучшенными динамическими характеристиками и повышенной надежностью. Срок службы механической части привода увеличен с 20 до 40 лет. В парогенераторе применена разреженная коридорная компоновка труб в теплообменном пучке, увеличен внутренний диаметр корпуса с 4000 до 4200 мм, что дало возможность улучшить циркуляцию в трубном пучке и создать условия для снижения концентрации коррозионно-опасных примесей, облегчило доступ для применения автоматизированных средств контроля и обслуживания. Срок службы парогенератора увеличен до 60 лет. Технические решения по остальному оборудованию РУ и системам, важным для безопасности, практически полностью соответствует проекту РУ В-392, за исключением тепловыделяющих сборок (ТВС). В соответствии с принятым решением будут применяться ТВСА с уголками жесткости, в отличие от ТВС в проекте РУ В-392. В настоящее время разработана документация на изготовление основного оборудования РУ с длительным циклом изготовления и промежуточный доклад по безопасности. В 2009 г. предполагается выполнение работ по разработке комплектного технического проекта реакторной установки В-466Б для АЭС «Белене» и выполнение ряда НИОКР. Таблица 3.3 Перечень параметров, характеристик и целевых показателей проекта В-466Б

№ п/п 1 2 3 4 5 6

Параметр

Значение

Установленная номинальная мощность энергоблока, МВт Номинальная тепловая мощность РУ, МВт Номинальная тепловая мощность реактора, МВт Давление теплоносителя первого контура, МПа Давление пара в парогенераторах , МПа Температура теплоносителя на входе в реактор при работе на номинальной мощности, ºС

1000 3012 3000 15,7 6,27

94

291

Окончание табл. 3.3

№ Параметр Значение п/п 7 Температура теплоносителя на выходе из реактора в циркуляционные петли при работе на номинальной 321 мощности, ºС 8 Срок службы АЭС, лет 60 9 Срок службы основного оборудования РУ, лет 60 10 Срок службы заменяемого оборудования РУ, лет 30 11 Время сооружения АЭС от начала строительства до сдачи в коммерческую эксплуатацию, лет 6 12 Коэффициент использования установленной мощности, % 90 13 Коэффициент технического использования мощности, % 90 14 Коэффициент готовности оборудования РУ, %, более 90 15 Коэффициент полезного действия, нетто, % 33,3 16 Продолжительность топливного цикла, лет 3−4 17 Периодичность перегрузок, мес. 12, 18 18 Максимальное выгорание по ТВС, МВт·сут/кгU 60 19 Продолжительность периода между ремонтами, лет 8 20 Среднегодовая продолжительность плановых остановок (на перегрузку топлива, регламентные работы по обслуживанию), не более, сут/год 25 21 Продолжительность перегрузки топлива, не более, сут/год 14 22 Количество неплановых остановок реактора за год, не более 1,0 23 Коллективная доза радиоактивного облучения персонала, не более, чел-Зв/год 0,5 25 Запас по глушению трубок в парогенераторе, % 2 26 Вероятность тяжелого повреждения активной зоны, реакт./год <10−6 27 Вероятность предельного аварийного выброса, реакт./год <10−7 28 Время эффективного действия пассивных систем безопасности и управления авариями без вмешательства 24 оператора и потребности в электроэнергии, ч, не менее 32 Необходимость создания головного энергоблока для обоснования Да 95

3.5. Проекты РУ В-392М и В-491

Разработка проектов РУ В-392М и В-491, ориентированных на реализацию на головных энергоблоках НВАЭС-2 и ЛАЭС-2 в период 2008−2012 гг. начата в 2007 г. после разработки технических заданий на базовый проект АЭС-2006 и проект РУ В-392М. Концепция безопасности этих двух проектов РУ и АЭС в целом ориентированы на базовые проекты АЭС-92 с РУ В-392 и АЭС-91 с РУ В-428 для НВАЭС-2 и АЭС «Тяньвань» соответственно. Отличие между ними состоит в способах технической реализации систем безопасности и систем управления ЗПА с ориентацией на исключение избыточности для повышения экономической эффективности сооружения и эксплуатации АЭС. Этой цели соответствует также повышение номинальной мощности, параметров первого и второго контуров, улучшение показателей топливоиспользования и эксплуатационных характеристик по сравнению с проектами-аналогами. При этом оба проекта РУ обладают достаточно высокой степенью унификации конструкций, входящих в их состав оборудования и трубопроводов, а также основных технических решений по проектным основам и характеристикам систем и оборудования РУ. Основные параметры, проектные характеристики и целевые показатели приведены в табл. 3.4. Таблица 3.4 Перечень параметров, характеристик и целевых показателей проектов В-392М и В-491

№ п/п 1 2 3 4 5 6

Параметр Установленная номинальная мощность энергоблока, МВт Номинальная тепловая мощность РУ, МВт Номинальная тепловая мощность реактора, МВт Давление теплоносителя первого контура, МПа Давление пара в парогенераторах, МПа Температура теплоносителя на входе в реактор при работе на номинальной мощности, ºС 96

Значение 1200 3212 3200 17,64 7,0 298,2

Окончание табл. 3.4

№ Параметр п/п 7 Температура теплоносителя на выходе из реактора в циркуляционные петли при работе на номинальной мощности, ºС 8 Срок службы АЭС, лет 9 Срок службы основного оборудования РУ, лет 10 Срок службы заменяемого оборудования РУ, лет, не менее 11 Время сооружения АЭС от начала строительства до сдачи в коммерческую эксплуатацию, лет 12 Коэффициент использования установленной мощности, % 13 Коэффициент технического использования мощности, % 14 Коэффициент готовности оборудования РУ, % 15 Коэффициент полезного действия, нетто, % 16 Продолжительность топливного цикла, лет 17 Периодичность перегрузок, мес. 18 Максимальное выгорание по ТВС, МВтсутки/кгU 19 Продолжительность периода между ремонтами, лет 20 Среднегодовая продолжительность плановых остановок (на перегрузку топлива, регламентные работы по обслуживанию), не более, сут/год 21 Продолжительность перегрузки топлива, не более, сут/год 22 Количество неплановых остановок реактора за год, не более 25 Запас по глушению трубок в парогенераторе, % 26 Вероятность тяжелого повреждения активной зоны на реактор в год, менее 27 Вероятность предельного аварийного выброса на реактор в год, менее 28 Время эффективного действия пассивных систем безопасности и управления авариями без вмешательства оператора и потребности в электроэнергии, ч, не менее 97

Значение

328,9 60 60 30 4,5 До 90 До 92 99 35,7 4−5 12−18 До 60−70 4−8 16−40 16 1,0 2 10−6 10−7

24

Проект В-392М в большей степени соответствует проекту РУ В-392 для АЭС-92, получившему сертификат клуба EUR. Отличия от проекта РУ В-392 определяются ориентацией на повышение экономической эффективности, и в этой части проект имеет общие черты с проектом В-466Б для АЭС «Белене» в части основного оборудования РУ. Рассмотрим особенности технических решений, примененных в данном проекте. Функциональная компоновка практически не изменилась, за исключением системы быстрого ввода бора, которая не востребована заказчиком проекта АЭС-2006. Применен практически тот же реактор, что и в проекте В-466Б, за исключением отличий в диаметре корпуса (больший диаметр для увеличения срока службы до 60 лет) и конструкции активной зоны. В основу конструкции активной зоны положены ТВС-2 с жестким каркасом, которые прошли опытно-промышленную эксплуатацию. В 2006 г. началась эксплуатация модернизированной ТВС-2М, которая применяется в данном проекте. В ТВС-2М применен твэл с удлиненным топливным столбом и 13-й антивибрационной решеткой, обеспечена ремонтопригодность ТВС за счет применения быстросъемной головки ТВС с цанговым креплением, применено разъемное цанговое крепление твэлов в нижней решетке и унифицированные дистанционирующие решетки. Принятые решения направлены на улучшение топливоиспользования и повышение надежности активной зоны. Применен модернизированный привод ШЭМ-3, как и в проекте РУ В-466Б. Использован тот же парогенератор, что и в проекте РУ В-466Б, а именно: в парогенераторе применена разреженная коридорная компоновка труб в теплообменном пучке, увеличен диаметр корпуса (внутренний диаметр увеличен с 4,0 до 4,2 м), что улучшило циркуляцию в трубном пучке и создало условия для снижения концентрации коррозионно-опасных примесей, облегчило доступ для применения автоматизированных средств контроля и обслуживания. Срок службы парогенератора увеличен до 60 лет.

98

Применяется тот же главный циркуляционный насос, что и в проектах РУ В-392, В-428, В-412, В-466Б с планируемым в дальнейшем применением водяного охлаждения двигателя для полного исключения масляной системы с целью повышения пожаробезопасности. По остальному оборудованию реакторных установок использованы решения базового проекта РУ В-392. Технические решения по системам безопасности и системам управления ЗПА, принятые в проекте В-392М, отличаются от проекта В-392 уменьшением количества каналов активных систем безопасности до двух с резервированием оборудования в пределах каждого канала и соответствующим уменьшением до двух каналов обеспечивающих и управляющих систем безопасности. В проекте В-491 технические решения по основному оборудованию РУ те же, что и в проекте В-392М, а по системам безопасности и системам управления запроектными авариями приняты решения, соответствующие проекту РУ В-428, с добавлением системы пассивного отвода тепла (СПОТ) и системы пассивного отвода тепла защитной оболочки (СПОТ ЗО). Таким образом, степень пассивности в системах безопасности в данном проекте меньше, чем в проекте В-392М, но выше, чем в проекте РУ В-428. Другое важное отличие заключается в том, что в проекте В-491 используется четырехканальное построение систем безопасности. Концепция АСУТП в этом проекте, отличается от концепции АСУТП проектов В-392 и В-392М структурой построения технических средств для формирования сигналов на срабатывание систем безопасности («два из четырех», вместо «два из трех»). Для всех представленных технических решений вероятность тяжелого повреждения активной зоны ниже нормативного требования 10-5 на реактор в год. Вместе с тем увеличение степени пассивности систем безопасности приводит к снижению вероятности тяжелого повреждения активной зоны до величины менее 10-6 на реактор в год, т.е. повышению безопасности РУ и АЭС. В 2008 г. «Ростехнадзор» выдал лицензии на сооружение двух блоков НВАЭС-2 и одного блока ЛАЭС-2, оговорив в качестве условий действия лицензии выполнение программы НИОКР в обоснование безопасности энергоблоков. В настоящее время начаты изготовление основного оборудова99

ния и строительные работы в соответствии с графиками реализации. Выполнение программ НИОКР будет рассмотрено далее. 3.6. Тепловыделяющие сборки ТВС-А. Основные характеристики ТВС альтернативной конструкции

В связи с замечаниями по надежности активных зон, связанными с искривлениями ТВС, а также с отставанием по техникоэкономическим показателям от мирового уровня в 1995 году было принято решение о разработке альтернативной конструкции ТВС с улучшенными характеристиками для использования в активных зонах реактора ВВЭР-1000. Разработка ТВСА проводилась ОКБМ, ВНИИНМ, ОАО МСЗ при участии РНЦ "КИ", ОКБ "ГП", ВНИИАЭС и других организаций. Анализ условий и эксплуатационного опыта отечественных и зарубежных ТВС в активных зонах водо-водяных реакторов, а также результатов после реакторных исследований отработавших ТВС показал, что формоизменение, приводящее к аномалиям в работе ПС СУЗ, является следствием целого ряда факторов конструктивного, технологического и эксплуатационного характера. К ним, в частности, относятся: • неравномерность выделения энергии, температур, потока нейтронов по радиусу и высоте ТВС, • неравномерность выгорания и удлинения ТВЭЛов, • разброс усилий защемления ТВЭЛов в дистанционирующей решетке (ДР), • значительные осевые усилия, действующие на ТВС от прижимных пружин, • сильная зависимость устойчивости ТВС без чехла от жесткости пучка ТВЭЛов, которая определяется величиной натяга в системе "ТВЭЛ-ячейка ДР" и снижается в процессе работы ТВС изза "усыхания" ТВЭЛов. При разработке концепции альтернативной ТВС главное внимание было направлено на сведение к минимуму отрицательных последствий термомеханического и радиационного воздействия на геометрическую стабильность ТВСА. Предлагаемая конструкция альтернативной сборки занимает в определенной степени промежуточное положение между чехловыми ТВС реактора ВВЭР-1000 100

5-го блока НВАЭС и штатными безчехловыми ТВС серийного реактора ВВЭР-1000 ТВСА (рис. 3.3) бесчехлового типа, шестигранного профиля. Габаритные и присоединительные размеры ТВСА выбраны из условия размещения ее в реакторе ВВЭР-1000. Основные технические характеристики ТВСА представлены в табл. 3.5.

Рис. 3.3. Кассета ВВЭР-1000А (ТВСА)

101

Таблица 3.5 Наименование характеристики

Значение

Длина ТВСА, мм

4570

Вес ТВСА, кг

730

Количество твэлов, шт.

312

Сетка расположения твэлов

Треугольная

Шаг между твэлами, мм

12,75

Наружный диаметр твэла, мм

9,1

Количество ДР, шт.

15

Высота ячейки ДР, мм

20

Максимальный размер «под ключ» по уголкам, мм Количество направляющих каналов (НК), шт.

234,8 18

Наружный диаметр/толщина стенки НК, мм

12,6/0,85

Наружный диаметр/толщина стенки центральной трубы (ЦТ), мм

13,0/1,0

В конструкции ТВСА реализованы следующие технические решения: • введен постоянно действующий силовой каркас; • применены оптимизированные ДР, обеспечивающие уменьшенное взаимодействие в паре «твэл−ячейка ДР»; • обеспечена «однородность» ТВСА за счет использования на высоте активной части ТВСА конструкционных материалов одного класса (циркониевые сплавы); • в качестве материала уголков каркаса и НК применен циркониевый сплав, обладающий повышенными механическими свойствами и радиационной стойкостью; • НК имеют возможность независмого друг от друга терморадиационного роста, а осевая нагрузка распределяется на все 18 НК за счет применения головки специальной конструкции и обеспечения зазора между НК и ячейками ДР. ТВСА состоит из следующих основных частей: головки, силового каркаса, пучка твэлов, хвостовика. 102

Рис. 3.4. Дистанционирующая решетка ТВСА

Силовой каркас, обеспечивающий жесткость и прочность, образуют 15 дистанционирующих решеток (рис. 3.4) и шесть уголков, к которым ДР приварены контактной точечной сваркой. Уголки каркаса крепятся к хвостовику (из нержавеющей стали) винтами. Центральная труба (ЦТ), служащая для размещения сборок КНИ, и 18 направляющих каналов (НК), крепятся резьбовыми соединениями к нижней несущей решетке, которая при помощи шести стальных пластин приваривается к хвостовику. Для подкрепления несущей решетки в хвостовике имеется опорная конструкция из трех ребер. Силовой каркас воспринимает нагрузки от внутренних сил, вызываемых трением твэлов в ячейках ДР при терморадиационном росте, и изгибающих моментов направляющих каналов, возникающих под действием усилий от прижимных пружин. Силовыми элементами, соединяющими головку и хвостовик и воспринимающими нагрузки при транспортно-технологических операциях, служат 18 направляющих каналов. Пучок твэлов набран из 312 твэлов цилиндрического типа диаметром 9,1 мм, расположенных в углах правильной треугольной 103

сетки с шагом 12,75 мм. Дистанционирование твэлов осуществляется с помощью пятнадцати ДР сотового типа, конструктивно анааналогичных ДР серийных ТВС ВВЭР-1000, но оптимизированных по величине усилия протаскивания твэлов через ячейки ДР за счет уменьшения поверхности контакта твэла с ДР и уменьшения натягов в системе «твэл − ячейка ДР». В каждой ячейке решетки вместо одной из трех жестких дистанционирующих выштамповок предусмотрена поджимающая твэл пружинка. Для исключения деформации ДР в осевом направлении при радиационном росте твэлов каждая ДР в местах проходок НК подкреплена втулками. Закрепление твэлов для предохранения от осевых перемещений произведено в перфорированной плите хвостовика ТВСА с помощью нижних заглушек твэлов, рассеченных в продольном направлении. В сборке ТВСА применяются гладкостержневые твэлы, разработанные на основе серийного для ТВС ВВЭР-1000. Собственно твэл (рис. 3.5) состоит из оболочки, заглушек (верхней и нижней), сердечника (набор топливных таблеток), пружинного фиксатора и проставки.

Рис. 3.5. Тепловыделяющий элемент ТВСА

Оболочка твэла имеет наружный диаметр 9,1 мм, внутренний диаметр 7,73 мм. В качестве ядерного топлива используются таблетки диоксида урана плотностью 10,4−10,7 г/см3, наружным диаметром 7,57 мм и уменьшенным диаметром центрального отверстия 1,4 мм. Таблетки имеют фаски, снижающие взаимодействие топлива с оболочкой и уменьшающие сколы таблеток при 104

загрузке. Для снижения внутреннего давления газообразных продуктов деления в верхней части ТВЭЛа предусмотрен газосборник. Высота топливного столба 3530 мм. Фиксация топливного столба в заданном положении осуществляется пружинным фиксатором. Герметизация твэлов осуществляется с обоих концов заглушками при помощи контактно-стыковой сварки. Давление заполнения гелием при изготовлении твэла − 2 МПа. Отличия твэла ТВСА от твэла штатной ТВС: • герметизация осуществляется двумя швами контактностыковой электросваркой; • введен пружинный фиксатор; • в качестве материала оболочки и концевых деталей наряду используется циркониевый сплав с повышенными механическими свойствами; • уменьшен диаметр центрального отверстия таблетки. Возможна замена части твэлов на твэги с оксидным выгорающим поглотителем. Геометрические характеристики твэгов совпадают с геометрическими характеристиками твэлов. Твэг состоит из заглушки верхней, оболочки, заглушки нижней, сердечника из топливных таблеток, фиксатора, проставки. В качестве ядерного топлива для ТВЭГов используется урангадолиниевое топливо. Массовая концентрация оксида гадолиния составляет 5 %. Топливные таблетки с наружным диаметром 7,57 мм имеют центральное отверстие диаметром 1,5 мм. Используются топливные таблетки с ужесточенными допусками и повышенными требованиями по внешнему виду, доспекаемости, пористости, размеру зерна и т.д. Таблетки имеют фаски, снижающие взаимодействие топлива с оболочкой и уменьшающие сколы краев при загрузке. Для снижения внутреннего давления газообразных продуктов деления в верхней части твэгов предусмотрен газосборник. Герметизация твэгов осуществляется с двух сторон контактно-стыковой электросваркой. Проставка из циркониевого сплава предназначена для поднятия столба топлива до уровня, существующего в штатном твэле ВВЭР-1000. Фиксация топливного столба в заданном положении производится пружинным фиксатором. Давление заполнения гелием составляет 2 МПа. Хвостовик ТВСА (рис. 3.6) имеет шаровую поверхность, которой он устанавливается на конусную поверхность стакана шахты 105

реактора. Для ориентации ТВСА в плане на хвостовике имеется фиксирующий штырь.

Рис. 3.6. Хвостовик ТВСА

Головка ТВСА (рис. 3.7) содержит блок из 19 пружин. 18 пружин через направляющие каналы прижимают ТВСА к опорным стаканам шахты реактора, удерживая ТВСА от всплытия в процессе работы реактора. Центральная пружина и 15 прижимных пружин поджимают центральный шток головки, демпфируя ПС СУЗ при аварийном сбросе, а три пружины удерживают головку ТВСА в зацеплении с нижней плитой блока защитных труб (БЗТ). Для транспортировки ТВСА и исключения углового рассогласования между направляющими каналами и каналами БЗТ на головке ТВСА имеются две шпонки. Головка ТВСА крепится к направляющим каналам при 106

помощи гаек. Демонтаж этих гаек позволяет снимать головку с направляющих каналов в случае ремонта ТВСА при разгерметизации твэлов. Для поддержания верхней части НК и организации проходки НК в головке ТВСА, а также закрепления головки на направляющих каналах, циркониевая труба вверху переходит в стальную втулку. Для повышения точности замеров температуры теплоносителя на выходе из ТВСА в головке сделаны шесть отверстий ∅ 8 мм, а в ЦТ − перфорация, которая устраняет протечки «холодной» воды по ЦТ и позволяет снимать тепловыделение со сборок КНИ.

Рис. 3.7. Головка ТВСА

107

Одним из методов контроля состояния активной зоны является определение подогревов теплоносителя в ТВС. В системе ВРК реактора ВВЭР-1000 регистрируются температуры теплоносителя на выходе из 95 ТВС с помощью термопар, установленных в верхней части головки ТВС. Конструктивно штатные ТВС и конструкция БЗТ обеспечивают циркуляцию теплоносителя вблизи термопар следующим образом: После выхода из пучка твэлов основная часть теплоносителя поступает в участок между головками ТВС, а часть теплоносителя − в верхнюю часть головки ТВС через отверстия верхней плиты головки ТВС в область размещения термопар. В верхнюю часть головки ТВС поступают также протечки теплоносителя по НК и центральной трубке. Указанная часть расхода теплоносителя может иметь пониженную температуру по сравнению с температурой теплоносителя, поступающего в верхнюю часть головки ТВС после выхода из пучка твэлов, что приводит к занижению показаний выходных термопар («пэльный эффект»). Наличие «пэльного эффекта» снижает представительность контроля за состоянием активной зоны. С целью улучшения контроля подогрева теплоносителя в ТВС в ОКБМ была разработана модернизированная головка ТВСА (см. рис. 3.8) со специальными каналами, обеспечивающими поступление теплоносителя после выхода из пучка твэл непосредственно к термопаре. На стенде были проведены испытания предлагаемого способа измерения теплоносителя с помощью модернизированной головки. На АЭС термопары для контроля температуры теплоносителя на выходе из ТВС размещаются в камере образованной нижней плитой БЗТ и верхней частью головки ТВС. Термопара устанавливается в одно из трех отверстий нижней плиты БЗТ. В зависимости от места установки ТВС отверстия расположены на двух радиусах 32,5 или 43,5 мм. Конструктивно БЗТ выполнен таким образом, что над 61 ТВС с ПС СУЗ размещается чехловая труба диаметром 180 мм, над частью ТВС для защиты термопар используется защитная трубы диаметром 108 и 33 мм. В нижней плите БЗТ над головкой ТВС с ПС СУЗ имеется профилированное отверстие для прохода стержней ПС СУЗ. Нижняя плита БЗТ имеет также различные отверстия над ТВС для прохода основной части теплоносителя. Отверстия, выполненные в нижней плите БЗТ, час108

тично могут сообщаться с верхней камерой головок ТВС без ПС СУЗ. Основная часть теплоносителя после выхода из пучка твэлов поступает в пространство между головками ТВС и далее через отверстия в нижней плите БЗТ в участок межтрубного пространства БЗТ. После выхода из пучка твэлов небольшая часть теплоносителя поступает в верхнюю часть головки ТВС по шести отверстиям в нижней и верхней плите головки ТВС.

Рис. 3.8. Модернизированная головка ТВСА

109

В верхнюю часть головки ТВС поступает также более холодный теплоноситель из направляющих каналов и «захолаживает» термопару, размещенную в верхней камере головки ТВС. Из выходной камеры головки ТВС теплоноситель попадает во внутрь защитных труб (размещенных над ТВС с ПС СУЗ и ТВС средней части активной зоны) и в межтрубное пространство БЗТ (из головок периферийных ТВС). С целью исключения «захолаживания» термопары, размещенной в верхней камере головки ТВС, в модернизированной головке ТВСА установлены три специальных канала, выполненные в виде трубы и сопла на выходе из этой трубы. Сопло на выходе имеет конусное расширение и размещается вблизи от термопары (по середине между двумя возможными радиусами ее расположения). Таким образом, за счет использования трех специальных каналов обеспечивается непосредственное поступление теплоносителя из выходного участка ТВСА к выходной термопаре. 3.7. Перспективы технологии ВВЭР

Направления дальнейшего развития и ближайшие перспективы технологии ВВЭР связаны главным образом с повышением экономической эффективности проектов РУ и АЭС-2006 с ориентацией на реализацию как внутри страны, так и за рубежом. Данный проект АЭС обозначается как АЭС-2006М, а соответствующая РУ имеет индекс В-488. Ниже приведены основные концептуальные направления усовершенствований проектов РУ для АЭС-2006М [0]. Достижение следующих целевых показателей по проектам РУ и АЭС: • реализация оптимального сочетания целевых показателей экономичности выработки электроэнергии и топливоиспользования (КИУМ = 0,9, КТИ = 0,92, длительность топливной кампании – до 350 эфф. сут, максимальная глубина выгорания топлива – до 70 МВт ⋅ сут/кгU, топливный цикл – 24 мес. и т.д.); • увеличение тепловой мощности реактора до 3300 МВт с одновременным повышением КПД (нетто) энергоблока до 36 %, что позволит увеличить электрическую мощность (брутто) до 1300 МВт. 110

Оптимизация технических решений по системам безопасности: • модернизация структуры систем безопасности в направлении оптимизации сочетания активного и пассивного принципов; • проработка вариантов общестанционных систем безопасности (например, систем, обслуживающих несколько энергоблоков); • увеличение времени эффективного действия пассивных систем безопасности и управления авариями без вмешательства оператора и потребности в электроэнергии до 72 ч; • проработка варианта удержания расплава в корпусе реактора при тяжелых авариях за счет внутреннего и внешнего охлаждения; • исключение избыточности в АСУ ТП; • проработка варианта с применением концепции ТПР для снижения требований к системам безопасности (уменьшение размера течи первого контура, рассматриваемого в анализах безопасности в качестве МПА до Ду200, и, как следствие, снижение требований к защитным системам безопасности), с ориентацией на внедрение этой концепции после внесения изменений в федеральные нормы и правила. Оптимизация параметров РУ, характеристик систем нормальной эксплуатации и модернизация оборудования РУ: • проработка варианта с повышением расчетного давления ПГ по второму контуру до 9,5 МПа, что позволит значительно оптимизировать комплекс защит и блокировок по повышению давления во втором контуре, расширить возможности температурного регулирования и внедрить статическую программу регулирования по средней температуре теплоносителя первого контура (снижение нагрузок на основное оборудование РУ в многоцикловых режимах с изменением нагрузки (маневренных режимах), оптимизация в этих режимах водообмена и соответствующее снижение объемов жидких радиоактивных отходов и т.д.); • проработка варианта ПГ с экономайзерным участком; • применение обогащенного до 42 % бором-10 раствора борной кислоты в теплоносителе первого контура (снижение химического воздействия борной кислоты на оборудование первого контура при переходе на топливный цикл в 24 мес.). • повышение показателей использования принципа внутренней самозащищенности РУ за счет соответствующих изменений конст111

рукции основного оборудования по отношению к проекту РУ для АЭС-2006 (увеличение объема КД, запаса воды в ПГ, полное перекрытие поглотителем топливного столба после срабатывания АЗ, исключение гидрозатвора в «холодной» нитке ГЦТ, применение усовершенствованной конструкции ГЦНА, использование концепции удержания расплава внутри корпуса реактора); • применение для используемого оборудования РУ сталей, которые позволят повысить его срок службы более 60 лет; • использованиеконцепции обслуживания топлива при работе реактора на мощности (увеличение КИУМ и т.д.). Активная зона требует: • усовершенствования конструкции активной зоны, направленного на увеличение загрузки топлива на 16–18 % по сравнению с РУ В-320 (повышение обогащения U235 более 5 %, увеличение высоты топливного столба на 200–250 мм, применение топливной таблетки с зерном 20–30 мкм (и далее до 45 – 60 мкм), твэл без центрального отверстия и т.д.); • улучшения конструкции активной зоны, направленного на увеличение запасов по теплотехнической надежности ее охлаждения (интенсификация внутри- и межкассетного перемешивания теплоносителя, повышение расхода через активную зону, уменьшение неравномерности энерговыделений в ТВС и активной зоне в целом, в том числе за счет увеличения радиуса расположения в ТВС поглощающих стержней ПС СУЗ и т.д.); • изучения возможности и достижения экономического эффекта при использовании «тонких» твэлов и «керметного» топлива, применении сорбента в газовом зазоре, использовании «грязного» (регенерированного) МОХ-топлива; • проработки вариантов, исключающих объемное кипение в ТВС; • применения активной зоны, способной работать при низких концентрациях бора с осуществлением маневренных режимов без изменения концентрации бора. Помимо перечисленных выше направлений усовершенствования РУ для АЭС-2006 предложена концепция двухпетлевой РУ ВВЭР-1200А, что позволит снизить стоимость основного оборудования РУ и уменьшит размеры ЗО. Однако реализация данного проекта требует более значительного объема НИОКР. 112

Список рекомендуемой литературы 1. Общие положения обеспечения безопасности атомных электростанций при проектировании, строительства и эксплуатации, ОПБ-73. М.: Атомиздат, 1973. 2. Правила ядерной безопасности атомных электростанций, ПБЯ-04-74. М.: Атомиздат, 1976. 3. ГАН РФ. Общие положения обеспечения безопасности атомных станций, ОПБ-88/97, ПН АЭ Г-01-011-97. М.: Госатомнадзор, 1997. 4. ГАН РФ. Правила ядерной безопасности реакторных установок атомных станций, ПБЯ РУ АС-89. М.: Госатомнадзор, 1990. 5. Справочник по ядерной технологии / Под ред. В.А. Легасова. М.: Энергоатомиздат, 1989. 6. Концепция физической защиты атомных электростанций, МАЭ РФ, 1974. 7. Клемин А.И., Стригулин М.Н. Некоторые вопросы надежности ядерных реакторов. М.: Атомиздат, 1968. 8. Филипчук Е.В., Потапенко П.Т., Постников В.В. Управление нейтронным полем ядерного реактора. М.: Энергоатомиздат, 1981. 9. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность./ А.М. Афров, С.А. Андрушечко, В.Ф. Украинцев и др. М.: Университетская книга, Логос, 2006. 10. Будов В.М., Фарафонов В.А. Конструирование основного оборудования АЭС: Учебное пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1985. 11. Денисов В.П., Драгунов Ю.Г. Реакторные установки ВВЭР для атомных электростанций. М.: ИздАТ, 2002. 12. WWER-1000/V-392 (Atomnergoproject/Gidropress, Russian Federation), IAEA-TECDOC-1391, May 2004. 13. WWER-1500/V-448 reactor plant (Gidropress, Russian Federation) IAEA-TECDOC-1391, May 2004. 14. Рыжов С.Б., Мохов В.А., Щекин И.Г. Реакторная установка для головных блоков АЭС-2006 // Международная выставка по энергетике POWER-GEN India & Central Asia, Нью Дели, Индия, 3– 5 апреля 2008 г.

113

15. Развитие технологии ВВЭР в рамках Федеральной Целевой Программы «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007 – 2010 годы и на перспективу до 2015 года» / Рыжов С.Б., Мохов В.А., Щекин И.Г., Чуркин А.Н. // 6-я Международная научно-техническая конференция «Безопасность, эффективность и экономика атомной энергетики». Тезисы докладов. М.: Росэнергоатом, 2008. С.18–19.

114

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение .................................................................................................3 Глава 1. Физические особенности реактора ВВЭР-1000...............5 1.1. Особенности нейтронно-физических характеристик реакторов ВВЭР ..............................................................................5 1.2. Обеспечение безопасности при отводе тепла от активной зоны реактора ..........................................................14 1.3. Оптимизация неравномерности энерговыделения топливных загрузок ......................................................................15 1.4. Управление ядерным реактором..................................................17 Глава 2. Конструкция реактора ВВЭР-1000 .................................30 2.1. Назначение и состав первого контура ВВЭР-1000 ....................30 2.3. Реактор ВВЭР-1000. Общие сведения.........................................37 2.4. Конструкция реактора ВВЭР-1000 ..............................................42 2.4.1. Корпус реактора ..................................................................42 2.4.2. Шахта внутрикорпусная.....................................................48 2.4.3. Выгородка............................................................................54 2.4.4. Блок защитных труб ...........................................................56 2.4.5. Верхний блок с крышкой ...................................................62 2.5. Оборудование бетонной шахты ...................................................66 2.6. Принцип действия реакторной установки ..................................69 2.7. Назначение, состав и устройство комплекса кассет и его составных частей .................................................................71 Глава 3. Перспективы и направления развития реакторных установок типа ВВЭР .................................................86 3.1. Проекты РУ большой мощности .................................................86 3.2. Проекты РУ В-392 (В-412) и В-428 .............................................86 3.3. Проект РУ В-448 ...........................................................................89 3.4. Проект РУ В-466Б .........................................................................91 3.5. Проекты РУ В-392М и В-491 .......................................................96 3.6. Тепловыделяющие сборки ТВС-А. Основные характеристики ТВС альтернативной конструкции ................100 3.7. Перспективы технологии ВВЭР ................................................100

Список рекомендуемой литературы .........................................113 115

Сергей Терентьевич Лескин Виктор Иванович Слободчук Алексей Сергеевич Шелегов

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ И КОНСТРУКЦИЯ РЕАКТОРА ВВЭР-1000 Учебное пособие

Редактор Е.Г. Станкевич Оригинал-макет подготовлен С.В. Тялиной Подписано в печать 15.12.2010. Формат 60х84 1/16 Уч.-изд.л. 6,0. Печ.л. 6,0. Тираж 135 экз. Изд. № 2/4/93. Заказ № 37 Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ». 115409, Москва, Каширское шоссе, 31. ООО «Полиграфический комплекс «Курчатовский». 144000, Московская область, г. Электросталь, ул. Красная, д. 42