Мощность реактора. Диапазоны мощности

Наименование параметра	Значение
Тема статьи:	Мощность реактора. Диапазоны мощности
Рубрика (тематическая категория)	Математика

Во время эксплуатации ядерного реактора должна обеспечиваться работоспособность активной зоны в течение кампании ядерного реактора, что обусловлено нахождением значений критериев теплотехнической надежности АЗ в допустимых проектных пределах. Работоспособность активной зоны практически обеспечивается надежностью ТВЭЛов - наиболее ответственных конструкционных узлов ЯР.

В течение всœей кампании работоспособность ТВЭЛов обеспечивается созданием таких условий, которые бы исключали эксплуатационные причины повреждения и разгерметизации ТВЭЛов и повышения активности теплоносителя выше установленной нормы. Во время эксплуатации ядерного реактора нельзя допускать перегрева ТВЭЛов из-за непредвиденного возрастания мощности ЯР, изменения распределœения энерговыделœения в активной зоне, ухудшения охлаждения ТВЭЛов, отклонения от норм химического состава теплоносителя. Для этого оператору крайне важно:

Строго поддерживать в пределах допустимой скорость изменения мощности и температуры при пуске, разогреве, на энергетическом уровне, при остановке и во время расхолаживания ЯР;

Соблюдать температурный режим активной зоны (допустимые температуры на входе и выходе ЯР, в ТК);

Ограничивать мощность при возникновении перекосов энерговыделœения, обусловленных непредвиденным расположением КР, ксеноновыми волнами и др.;

Не допускать разбаланса между энерговыделœением и теплосъемом при изменении циркуляции теплоносителя;

Обеспечивать нормальный режим расхолаживания после плановых н аварийных остановок ЯР.

Главное условие надежной работы активной зоны в течение кампании – поддержание полного баланса между:

а) мощностью, выделяющейся в топливе, которая создает тепловой поток q F с поверхности ТВЭЛов F ТВЭЛ:

q F =N p /F ТВЭЛ, Вт/м 2 ;

б) мощностью, переходящей от ТВЭЛов к теплоносителю

N p =a F ТВЭЛ (t об –t т);

в) мощностью, отводимой теплоносителœем от активной зоны

N p =G 1к с p (t вых –t вх),

где a – коэффициент теплоотдачи от поверхности оболочки ТВЭЛа, имеющей температуру t об к теплоносителю, имеющему температуру t т; t вых, t вх – температура теплоносителя на выходе из реактора и на входе в реактор, G 1к – расход теплоносителя первого контура через реактор, с p – теплоемкость теплоносителя.

Отклонение N, t, G, P и других параметров первого и второго контуров от заданных для данного режима работы влечет за собой нарушение теплового баланса в активной зоне, что может привести к очень серьезным последствиям. Особенно опасны кризисы теплообмена первого и второго рода.

При больших мощностях на наиболее энергонапряженных участках ТК температура оболочки ТВЭЛов может достигать температуры насыщения теплоносителя при данном давлении и превышать ее. В этих местах: начинается поверхностное пузырьковое кипение при недогреве общего потока теплоносителя до кипения. Сегодня пузырьковое кипение допускается во многих ЯР, оно интенсифицирует теплосъем и не вызывает особых опасений, хотя на границах участка с пузырьковым кипением, будет наблюдаться неустойчивый режим, сопровождаемый колебаниями температуры поверхности ТВЭЛов и, следовательно, колебаниями термических напряжений.

В случае поверхностного кипения опасность представляет увеличение теплового потока (мощности), когда в недогретой до кипения воде скорость образования пузырьков на поверхности ТВЭЛа превысит скорость их удаления и образуется устойчивая паровая пленка, имеющая низкий коэффициент теплопередачи. Наступает так называемый кризис первого рода: тепловой поток достигает критического значения, при котором на поверхности ТВЭЛов образуется паровая пленка, (пленочное кипение), температура ТВЭЛа резко возрастает - он начинает плавиться. Чтобы не допустить пленочного кипения, крайне важно так организовать теплосъем, чтобы в самом напряженном ТВЭЛе существовал запас по критической тепловой нагрузке:

,

(8.27)

где q кр – критический тепловой поток, Вт/м 2 ; k v – объёмный коэффициент неравномерности; – средний тепловой поток, ВТ/м 2 .

В активной зоне современных энергетических ЯР на быстрых нейтронах тепловые потоки с поверхности ТВЭЛов достигают 2,5×10 6 Вт/м 2 и выше, для тепловых ЯР они примерно в 2 раза меньше.

Кризис второго рода может возникнуть и при малых тепловых потоках, но при наличии объёмного кипения, что возможно, к примеру, в случае снижения давления в контуре, уменьшении расхода теплоносителя. При омывании ТВЭЛа пароводяной средой с большим паросодержанием теплоотдача от поверхности осуществляется через жидкую пристеночную пленку. В момент достижения определœенного (граничного) паросодержания жидкая пленка начинает высыхать, а температура поверхности ТВЭЛа расти, достигая недопустимых значений. Чтобы исключить кризис второго рода, крайне важно, прежде всœего, не допускать объёмного кипения теплоносителя и граничного паросодержания в активной зоне.

Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, основным фактором, приводящим к возникновению нарушений температурного режима активной зоны является величина тепловой мощности реактора и скорость ее изменения в переходных режимах. Вследствие этого во время эксплуатации должен быть организован непрерывный контроль за мощностью реактора.

Как известно, мощность реактора определяется энерговыделœением в его активной зоне. В свою очередь, как показано в гл.3, энерговыделœение зависит от количества делœений ядер топлива, а, следовательно, от плотности потока тепловых нейтронов, вызывающих это делœение. Количество выделяющегося тепла в единице объёма активной зоны описывается следующими выражением:

,

(8.28)

где – средняя удельная мощность (энергонапряженность) активной зоны, ᴛ.ᴇ. мощность в единице объёма, кВТ/см 3 ;

– средняя плотность потока тепловых нейтронов, нейтр/см 2 с;

– макроскопическое эффективное поперечное сечение делœения 235 U, 1/см.

На основании соотношения (5.28) мощность реактора определяется как

,

(8.29)

где V аз – объём активной зоны, см 3 .

В выражении (8.29) числитель определяет количество делœений в активной зоне реактора, происходящих в единицу времени, а знаменатель – количество делœений ядер топлива в секунду, соответствующее мощности 1 кВт. Напомним, что поток тепловых нейтронов и энерговыделœение распределяются в активной зоне неравномерно, что ставит рабочие каналы в неравные теплотехнические условия, снижая тем самым возможности реактора.

Поскольку N p ~Ф (кВт),то измерение плотности потока нейтронов в реакторе используют для оперативного контроля так называемой нейтронной мощности реактора и функционирования аварийной защиты реактора.

Важной особенностью ядерного реактора является то, что изменение плотности нейтронов в нем идет практически без запаздывания за изменением реактивности. Этим определяются требования к системе измерений плотности нейтронов и периода реактора - она должна быть практически безынерционна. В качестве датчиков системы измерения, удовлетворяющих указанным требованиям, используются нейтронные детекторы. Οʜᴎ одновременно служат датчиками для определœения плотности нейтронов и периода реактора, связанного с реактивностью обратной пропорциональностью. Мгновенное значение периода T и скорость изменения плотности нейтронов dn/dt связаны зависимостью

,

(8.30)

где п - плотность нейтронов, а Т - период реактора.

При эксплуатации реактора измеряются как средняя плотность нейтронов по всœей активной зоне, так и локальные значения. При измерении средней плотности нейтронов детекторы выносятся за пределы активной зоны, а для определœения локальных значений они размещаются непосредственно в активной зоне. Связь между сигналом нейтронных детекторов и уровнем плотности нейтронов определяется предварительной градуировкой.

Учитывая зависимость отплотности потока нейтронов используются различные способы градуировки. В области низких значений плотности нейтронов, при так называемых нулевых мощностях, когда подогрев теплоносителя практически, отсутствует широко используется способ, основанный на активации металлических фольᴦ. Он состоит в том, что в активную зону вводятся тонкие металлические фольги или проволочки, которые облучаются потоком нейтронов строго определœенное время. После их извлечения измеряется наведенная активность, пропорциональная интегральному потоку нейтронов в том месте, где размещалась фольга. Связь активности фольги с потоком нейтронов определяется сравнением со специальным калибровочным источником нейтронов.

Для градуировки нейтронных детекторов в рабочем (энергетическом) диапазоне мощностей производят определœение тепловой мощности реактора методом теплового баланса.

а) по параметрам первого контура

,

(8.31)

б) по параметрам второго контура

,

(8.32)

в) по расходу пара из парогенераторов

,

(8.33)

где G I – расход теплоносителя первого контура, кг/с; D ПВ, D ПГ –расходы соответственно питательной воды второго контура и пара из парогенераторов, кг/с; h вых, h вх – энтальпия теплоносителя I контура на выходе из реактора и на входе в реактор, кДж/кг; h пар, h ПВ – энтальпия пара и питательной воды второго контура, кДж/кг;

При составлении уравнений теплового баланса для конкретного ЯР крайне важно также учитывать всœе входящие и выходящие из контура дополнительные потоки (расходы продувки, подпитки, утечек из контура и т.д.).

Мощность реактора. Диапазоны мощности - понятие и виды. Классификация и особенности категории "Мощность реактора. Диапазоны мощности" 2017, 2018.

Ещё раз напомним, что всё сказанное о технике управления реактором строго справедливо только для “холодного” реактора. С некоторыми оговорками закономерности переходных процессов в их “чистом” виде можно наблюдать и в реальных реакторах АЭС на относительно малых уровнях мощности (в совсем нехарактерных для энергетических реакторов режимах).

В реальных энергетических реакторах, отличающихся от “холодного” реактора наличием температурных эффектов реактивности, переходные процессы изменения мощности реактора при сообщении реактивности той или иной величины и знака имеют более сложный характер.

Анализу переходных процессов изменения тепловой мощности реактора в энергетических режимах работы реактора будет далее посвящена отдельная тема.

Сейчас же хотелось бы сосредоточить внимание на том, что “холодный” реактор как объект регулирования является объектом неустойчивым: любое, даже самое малозаметное, возмущение по реактивности положительного или отрицательного знака заставляет такой реактор либо непрерывно увеличивать его мощность, либо неуклонно снижать её до полной остановки реактора. И если бы реальный энергетический реактор был лишён уже известного нам отрицательного температурного коэффициента реактивности, он был бы именно таким неустойчивым реактором. Вы сразу можете взять на заметку после сказанного, что реальный энергетический реактор на номинальной (100%-ной) мощности всегда более устойчив, чем на меньших уровнях мощности. Это - однозначно и должно быть понятно: чем меньше уровень тепловой мощности реактора, тем ближе по свойствам этот реактор к “холодному” (а, значит, неустойчивому) реактору. И работа оператора реакторной установки в таком случае была бы нудной пыткой, приковывающей к себе всё его внимание и заставляющей постоянно балансировать органами управления и думать только о том, как бы не заглушить реактор или, того хуже, пустить его “вразнос”.

В связи с этим для конструкторов реактора есть, по крайней мере, две проблемы:

Во-первых, необходимость спроектировать реактор устойчивым в любых проектных режимах его эксплуатации в любой момент кампании, причём, устойчивым на базе внутренних свойств самого реактора, опираясь на присущие самому реактору внутренние отрицательные обратные связи, обеспечивающие процесс самоподдержания мощности реактора или, что то же, - нулевой реактивности реактора в условиях реального возникновения возмущений по реактивности;

Во-вторых, необходимость предусмотреть систему автоматического регулирования мощности реактора, освобождающую оператора от тягостных и многократно повторяющихся действий по поддержанию мощности реактора на требуемом уровне на тот случай, если в какой-то момент кампании эффективности внутренних отрицательных обратных связей окажется недостаточно для стабилизации мощности реактора.

Система автоматического регулирования (АР) обычно предусматривает одну или две группы специально выделенных для этой цели подвижных стержней-поглотителей, попеременно работающих в активной зоне. Каждый канал АР строится по принципу измерения величины разбаланса между фактическим и заданным уровнями мощности реактора, усиления сигнала этого разбаланса и направления его для воздействия на сервопривод группы АР таким образом, чтобы перемещением группы по высоте активной зоны свести разбаланс к нулю.

Принципиальная блок-схема канала АР приведена на рис.12.7.

Рис. 12.7. Принципиальная схема построения канала автоматического поддержания мощности реактора.

Электрический сигнал в виде тока от детектора-измерителя нейтронной мощности реактора (группы ионизационных камер) поступает на вход усилителя канала АР (на схеме - УАР), где усиливается до нужных для операционного воздействия величин. В задающем устройстве (ЗУ) формируется токовый сигнал, пропорциональный задаваемой мощности реактора. С выходов УАР и ЗУ токовые сигналы подаются на вход суммирующего устройства (СУ), с выхода которого сигнал, пропорциональный разбалансу фактической и заданной мощностей реактора, подаётся на управляющую обмотку синхронного реверсивного электродвигателя, вращение которого с помощью механической передачи (редуктора и реечного механизма) преобразуется в поступательное перемещение группы управляющих стержней АР.
Направление движения стержней АР определяется полярностью сигнала разбаланса: если разница фактической и заданной мощности реактора ΔN р = N рфакт - N рзад положительна (то есть фактическая мощность превышает заданное её значение), то электродвигатель перемещает стержни вниз, сообщая реактору, тем самым, отрицательную реактивность, заставляющую реактор снижать уровень мощности до тех пор, пока он не уменьшится до заданной величины, результируя нулевую величину разбаланса Δ N р, при которой перемещение стержней прекратится. Если первоначальный разбаланс Δ N р оказывается величиной отрицательной, то есть фактическая мощность реактора ниже заданного уровня, привод перемещает стержни вверх, сообщая реактору положительную реактивность, приводящую к подъёму мощности реактора до заданной, после чего движение стержней останавливается.
По такому принципу строятся все токовые автоматические регуляторы мощности реакторов.

Cтраница 1

Тепловая мощность реактора составляет 180 МВт; из 46 МВт, вырабатываемых электрическими генераторами, 7 МВт расходуется на собственные нужды станции.  

Тепловая мощность реактора составляет 1470 МВт, электрическая 600 МВт. Установка рабэтает по трехконтурной схеме. Теплоносителем первого и промежуточного контуров является жидкий натрий, однако температура теплой эсителя заметно выше, чем на АЭС в г. Шевченко. В первом контуре на входе в активную зону она составляет 380 С, а на выходе 550 С. В ПГ генерируется перегретый пар давлением 13 7 МПа, давление пара перед турбиной составляет 12 7 МПа, а температура 500 С.  

Схема двухконтурной атом - iioi t энергетической установки.

Тепловая мощность реактора может изменяться к широких пределах. Этот диапазон значительно больше, чем в обычных котельных установках. Однако производительность АЭС определяется не только тепловой мощностью реактора, но и рядом других факторов, в частности интенсивностью отвода теплоты. Определенные ограничения на параметры атомных реакторов (а следовательно, на их экономичность и производительность) накладывают и физические свойства ядерного топлива, например термическая стойкость.  

Тепловую мощность реактора определяют по количеству теплоты, передаваемой теплоносителем в парогенератор.  

Под тепловой мощностью реактора понимают полное количество тепла, выделяющееся в нем в течение часа.  

Так как тепловая мощность реактора, его параметры и технико-экономические показатели во всех рассматриваемых вариантах АЭС, как указывалось выше, приняты неизменными (меняется мощность электрического генератора), все затраты на реактор и ядерное горючее исключены из рассмотрения. В этом случае за критерий эффективности при оптимизации принимаем величину изменяющейся части расчетных затрат A3, которая является сложной нелинейной функцией многих переменных.  

Возмущениями для АРД являются тепловая мощность реактора и расход питательной воды. Так как на расход пара АРД оказывает действие через гидравлический регулятор турбины, электрическая сеть также оказывает влияние на давление пара. Поэтому, строго говоря, расчет АРД должен проводиться с учетом динамики PC турбины. Однако для уменьшения возмущения реактора со стороны электрической сети через турбогенератор и АРД, его быстродействие ограничивают.  

Возмущениями в данной САУ является тепловая мощность ит реактора и электрическая мощность пэ генератора.  

Для определения количества тепла по реактору (тепловая мощность реактора) необходимо учитывать потери тепла в первичном контуре теплоносителя и самом реакторе. Выделение ядерной энергии в реакторах осуществляется без затраты воздуха, и продуктами выгорания расщепляющегося неорганического топлива являются радиоактивные осколки ядер, остающихся в горючем. Таким образом, продукты расщепления сохраняют определенную промышленную ценность. Такие реакторы называют размножающими.  

(РБМК ) - серия энергетических ядерных реакторов, разработанных в Советском Союзе. Данный реактор - канальный, уран-графитовый (графито-водный по замедлителю), кипящего типа, на тепловых нейтронах; предназначен для выработки насыщенного пара давлением 70 кг/см?. Теплоноситель - кипящая вода.
Главный конструктор реакторной установки: НИКИЭТ, Академик Доллежаль Н. А.
Научный руководитель проекта: ИАЭ им. И. В. Курчатова, Академик Александров А. П.
Генеральный проектировщик (ЛАЭС): ГСПИ-11 (ВНИПИЭТ), Гутов А. И.
Главный конструктор турбоустановки: ХТГЗ, «Турбоатом», Косяк Ю. Ф.
Разработчик металлоконструкции: ЦНИИПСК, Мельников Н. И.
Головная материаловедческая организация: «Прометей», Копырин Г. И.
Проектировщик и изготовитель электромеханического оборудования СУЗ, КТО: КБ завода «Большевик», Клаас Ю. Г.

На данный момент серия этих реакторов включает в себя три поколения.

Головной реактор серии - 1-й и 2-й блоки Ленинградской АЭС.

1 История создания и эксплуатации 2 Характеристики РБМК 3 Конструкция 3.1 РБМК-1000 3.2 5-й энергоблок Курской АЭС (РБМК-1000 3-го поколения) 3.3 РБМК-1500 3.4 РБМК-2000, РБМК-3600 РБМКП-2400, РБМКП-4800 (прежние проекты) 3.4.1 РБМК-2000, РБМК-3600 3.4.2 РБМКП-2400, РБМКП-4800 3.5 МКЭР (современные проекты) 4 Достоинства 5 Недостатки 6 Практика эксплуатации

История создания и эксплуатации

Центральный зал РБМК-1500

(Игналинская АЭС)

Реактор Первый в мире АЭС был именно уран-графитовым канальным реактором с водяным теплоносителем АМ-1 («Атом Мирный»), установленный на Обнинской АЭС (1954 год). Отработка технологий уран-графитовых реакторов производилась на промышленных реакторах, в том числе реакторах "двойного" назначения (на которых помимо "военных" изотопов производилась электроэнергия): А (1948 год), АИ (ПО «Маяк»), И-1 (1955 год), ЭИ-2 (1958 год), серия АДЭ (Сибирский химический комбинат). С 1960-х годов в СССР начата разработка чисто энергетических реакторов типа, будущего РБМК. Некоторые конструкторские решения отрабатывались на опытных энергетических реакторах «Атом Мирный Большой»: АМБ-1 (1964 год) и АМБ-2 (1967 год), установленные на Белоярской АЭС.

Разработка собственно реакторов РБМК началась с середины 60-х годов и опиралась, в значительной мере, на большой и успешный опыт проектирования и строительства промышленных уран-графитовых реакторов. Основные преимущества реакторной установки виделись создателями в:

максимальном применении опыта уран-графитовых реакторов;

отработанных связях между заводами, налаженном выпуске основного оборудования;

состоянии промышленности и строительной индустрии СССР;

многообещающих нейтронно-физических характеристиках (малое обогащение топлива).

В целом конструктивные особенности реактора повторяли опыт предыдущих уран-графитовых реакторов. Новыми стали топливный канал, сборки тепловыделяющих элементов из новых конструкционных материалов - сплавов циркония, и с новой формой топлива - металлический уран был заменён его диоксидом, а также параметры теплоносителя. Реактор изначально проектировался как одноцелевой - для производства электрической и тепловой энергии.

Работы над проектом начались в ИАЭ (РНЦ КИ) и НИИ-8 (НИКИЭТ) в 1964 году. В 1965 году проект получил название Б-190, а его конструирование было поручено КБ завода «Большевик». В 1966 году решением министерского НТС работа над проектом была поручена НИИ-8 (НИКИЭТ), руководимому Доллежалем.

15 апреля 1966 г. главой Минсредмаша Е. П. Славским было подписано задание на проектирование Ленинградской атомной электростанции в 70 км по прямой к западу от Ленинграда в 4 км от поселка Сосновый Бор. В начале сентября 1966 г. проектное задание было закончено.

29 ноября 1966 г. Советом Министров СССР принято постановление № 800-252 о строительстве первой очереди ЛАЭС, определена организационная структура и кооперация предприятий для разработки проекта и сооружения АЭС.

Первый энергоблок с реактором типа РБМК-1000 запущен в 1973 году на Ленинградской АЭС.

При строительстве первых энергетических АЭС в нашей стране бытовало мнение, что атомная станция является надежным источником энергии, а возможные отказы и аварии - маловероятные, или даже гипотетические события. Кроме того, первые блоки сооружались внутри системы среднего машиностроения и предполагали эксплуатацию организациями этого министерства. Правила по безопасности на момент разработки либо отсутствовали, либо были несовершенны. По этой причине на первых энергетических реакторах серий РБМК-1000 и ВВЭР-440 не было в достаточном количестве систем безопасности, что потребовало в дальнейшем серьезной модернизации таких энергоблоков. В частности, в первоначальном проекте первых двух блоков РБМК-1000 Ленинградской АЭС не было гидробаллонов системы аварийного охлаждения реактора (САОР), количество аварийных насосов было недостаточным, отсутствовали обратные клапаны (ОК) на раздаточно-групповых коллекторах (РГК) и пр. В дальнейшем, в ходе модернизации, все эти недостатки были устранены.

Дальнейшее строительство блоков РБМК предполагалось осуществлять для нужд министерства энергетики СССР. Учитывая меньший опыт работы МИНЭНЕРГО с АЭС, в проект были внесены существенные изменения, повышающие безопасность энергоблоков. Кроме того, были внесены изменения, учитывающие опыт работы первых РБМК. В том числе были применены гидробаллоны САОР, функцию аварийных электронасосов САОР стали выполнять 5 насосов, применены обратные клапаны в РГК, сделаны другие доработки. По этим проектам были построены энергоблоки 1, 2 Курской АЭС и 1, 2 Чернобыльской АЭС. На этом этапе закончилось строительство энергоблоков РБМК-1000 первого поколения (6 энергоблоков).

Дальнейшее совершенствование АЭС с РБМК началось с проработки проектов второй очереди Ленинградской АЭС (энергоблоки 3, 4). Основной причиной доработки проекта стало ужесточение правил безопасности. В частности, была внедрена система баллонной САОР, САОР длительного расхолаживания, представленная 4 аварийными насосами. Система локализации аварии была представлена не баком-барботером, как ранее, а башней локализации аварий, способной аккумулировать и эффективно препятствовать выбросу радиоактивности при авариях с повреждением трубопроводов реактора. Были сделаны другие изменения. Основной особенностью энергоблоков 3, 4 Ленинградской АЭС стало техническое решение о расположении РГК на высотной отметке, превышающей высотную отметку активной зоны. Это позволяло в случае аварийной подачи воды в РГК иметь гарантированный залив активной зоны водой. В дальнейшем это решение не применялось.

После строительства энергоблоков 3, 4 Ленинградской АЭС, находящейся в ведении министерства среднего машиностроения, началось проектирование реакторов РБМК-1000 для нужд министерства энергетики СССР. Как отмечалось выше, при разработке АЭС для МИНЭНЕРГО, в проект вносились дополнительные изменения, призванные повысить надежность и безопасность АЭС, а также увеличить ее экономический потенциал. В частности, при доработке вторых очередей РБМК был применен барабан-сепаратор (БС) большего диаметра (внутренний диаметр доведен до 2.6 м), внедрена трехканальная система САОР, первые два канала которых снабжались водой от гидробаллонов, третий - от питательных насосов. Увеличено количество насосов аварийной подачи воды в реактор до 9 штук и внесены другие изменения, существенно повысившее безопасность энергоблока (принципиально, уровень исполнения САОР удовлетворял не только документам, действовавшим в момент проектирования АЭС, но и, во многом, современным требованиям). Существенно увеличились возможности системы локализации аварий, которая была рассчитана на противодействие аварии, вызванной гильотинным разрывом трубопровода максимального диаметра (напорный коллектор главных циркуляционных насосов (ГЦН) Ду 900). Вместо баков-барботеров первых очередей РБМК и башен локализации 3,4 блоков ЛАЭС, на РБМК второго поколения МИНЭНЕРГО были применены двухэтажные бассейны-локализаторы, что существенно повысило возможности системы локализации аварий (СЛА). Отсутствие контаймента компенсировалось стратегией применения системы плотно-прочных боксов (ППБ), в которых располагались трубопроводы контура многократной принудительной циркуляции теплоносителя. Конструкция ППБ, толщина стен рассчитывались из условия сохранения целостности помещений при разрыве находящегося в нем оборудования (вплоть до напорного коллектора ГЦН Ду 900 мм). ППБ не охватывался БС и пароводяные коммуникации. Также при строительстве АЭС реакторные отделения строились дубль-блоком, что означает, что реакторы двух энергоблоков находятся по существу в одном здании (в отличие от предыдущих АЭС с РБМК, в которых каждый реактор находился в отдельном здании). Так были исполнены реакторы РБМК-1000 второго поколения: энергоблоки 3 и 4 Курской АЭС, 3 и 4 Чернобыльской АЭС, 1 и 2 Смоленской АЭС (итого, вместе с 3 и 4 блоком Ленинградской АЭС, 8 энергоблоков).

В общей сложности сдано в эксплуатацию 17 энергоблоков с РБМК. Срок окупаемости серийных блоков второго поколения составил 4-5 лет.

Вклад АЭС с реакторами РБМК в общую выработку электроэнергии всеми АЭС России составляет порядка 50 % .

До аварии на Чернобыльской АЭС в СССР существовали обширные планы строительства таких реакторов, однако после аварии планы по сооружению энергоблоков РБМК на новых площадках были свернуты. После 1986 года были пущены два реактора РБМК: РБМК-1000 Смоленской АЭС (1990г) и РБМК-1500 Игналинской АЭС (1987). Еще один реактор РБМК-1000 5-го блока Курской АЭС находится в стадии достройки (~70-80 % готовности). После аварии на Чернобыльской АЭС были проведены дополнительные исследования и модернизация. В настоящее время реакторы РБМК не уступают по безопасности и экономическим показателям отечественным и зарубежным АЭС того же периода постройки. На сегодняшний день приемлемый уровень безопасности РБМК подтвержден на национальном уровне, а также международными экспертизами.

Развитие концепции канального уран-графитового реактора осуществляется в проектах МКЭР - Многопетлевой Канальный Энергетический Реактор .

Характеристики РБМК

Характеристика	РБМК-1000	РБМК-1500	РБМКП-2400 (проект)	МКЭР-1500 (проект)
Тепловая мощность реактора, МВт	3200	4800	5400	4250
Электрическая мощность блока, МВт	1000	1500	2000	1500
К. п. д. блока, %	31,3	31,3	37,0	35,2
Давление пара перед турбиной, атм	65	65	65	65?
Температура пара перед турбиной, °С	280	280	450
Размеры активной зоны, м:
высота	7	7	7,05	7
диаметр (ширина?длина)	11,8	11,8	7,05?25,38	14
192	189	220
Обогащение, % 235U
испарительный канал	2,6-3,0	2,6-2,8	1,8	2-3,2
перегревательный канал	-	-	2,2	-
Число каналов:
испарительных	1693-1661	1661	1920	1824
перегревательных	-	-	960	-
Среднее выгорание, МВт·сут/кг:
в испарительном канале	22,5	25,4	20,2	30-45
в перегревательном канале	-	-	18,9	-
Размеры оболочки ТВЭЛа (диаметр?толщина), мм:
испарительный канал	13,5?0,9	13,5?0,9	13,5?0.9	-
перегревательный канал	-	-	10?0,3	-
Материал оболочек ТВЭЛов:
испарительный канал	Nb	Zr + 2,5 % Nb	Zr + 2,5 % Nb	-
перегревательный канал	-	-	Нерж. сталь	-

Конструкция

Схема энергоблока АЭС
с реактором типа РБМК

Одной из целей при разработке реактора РБМК было улучшение топливного цикла. Решение этой проблемы связано с разработкой конструкционных материалов, слабо поглощающих нейтроны и мало отличающихся по своим механическим свойствам от нержавеющей стали. Снижение поглощения нейтронов в конструкционных материалах даёт возможность использовать более дешёвое ядерное топливо с низким обогащением урана (по первоначальному проекту - 1,8 %).

РБМК-1000

Схема энергоблока АЭС
с реактором типа РБМК Тепловыделяющая сборка реактора РБМК:
1 - дистанционирущая проставка
2 - оболочка ТВЭЛ
3 - таблетки ядерного топлива

Основу активной зоны РБМК-1000 составляет графитовый цилиндр высотой 7 м и диаметром 11,8 м, сложенный из блоков меньшего размера, который выполняет роль замедлителя. Графит пронизан большим количеством вертикальных отверстий, через каждое из которых проходит труба давления (также называемая технологическим каналом (ТК)). Центральная часть трубы давления, расположенная в активной зоне, изготовлена из сплава циркония (Zr + 2,5 % Nb), обладающего высокими механическими и коррозионными свойствами, верхние и нижние части трубы давления - из нержавеющей стали. Циркониевая и стальные части трубы давления соединены сварными переходниками.

При проектировании энергоблоков РБМК, в силу несовершенства расчетных методик, был выбран не оптимальным шаг решетки каналов. В результате реактор оказался несколько перезамедлен, что приводило к положительным значениям парового коэффициента реактивности в рабочей области, превышающим долю запаздывающих нейтронов. До аварии на ЧАЭС используемая методика расчета кривой парового коэффициента реактивности (программа BMP), показывала, что несмотря на положительный ПКР в области рабочих паросодержаний, по мере роста паросодержания эта величина меняет знак, так что эффект обезвоживания оказывался отрицательным. Соответственно состав и производительность систем безопасности проектировалась с учетом этой характеристики. Однако, как оказалось после аварии на Чернобыльской АЭС, расчетное значение парового коэффициента реактивности в областях с высоким паросодержанием было получено неверно: вместо отрицательного, он оказался положительным. Для изменения парового коэффициента реактивности был выполнен ряд мероприятий, в том числе в некоторые каналы вместо топлива установлены дополнительные поглотители. В последующем, для улучшения экономических показателей энергоблоков с РБМК дополнительные поглотители извлекались, для достижения заданных нейтроно-физических характеристик стали применять топливо более высокого обогащения с дополнительным поглотителем (оксид эрбия).

В каждом топливном канале установлена кассета, составленная из двух тепловыделяющих сборок (ТВС) - нижней и верхней. В каждую сборку входит 18 стержневых ТВЭЛов. Оболочка ТВЭЛа заполнена таблетками из двуокиси урана. По первоначальному проекту обогащение по урану 235 составляло 1,8 %, но по мере накопления опыта эксплуатации РБМК оказалось целесообразным повышать обогащение . Повышение обогащения в сочетании с применением выгорающего поглотителя в топливе позволило увеличить управляемость реактора, повысить безопасность и улучшить его экономические показатели. В настоящее время осуществляется переход на топливо с обогащением 3,0 %.

Реактор РБМК работает по одноконтурной схеме. Циркуляция теплоносителя осуществляется в контуре многократной принудительной циркуляции (КМПЦ). В активной зоне вода, охлаждающая твэлы, частично испаряется и образующаяся пароводяная смесь поступает в барабаны-сепараторы. В барабан-сепараторах происходит сепарация пара, которая поступает на турбоагрегат. Остающаяся вода смешивается с питательной водой и с помощью главных циркуляционных насосов (ГЦН) подается в активную зону реактора. Отсепарированный насыщенный пар (температура ~284 °C) под давлением 70-65 кгс/см2 поступает на два турбогенератора электрической мощностью по 500 МВт. Отработанный пар конденсируется, после чего, пройдя через регенеративные подогреватели и деаэратор подается с помощью питательных насосов (ПЭН) в КМПЦ.

Реакторы РБМК-1000 установлены на Ленинградской АЭС, Курской АЭС, Чернобыльской АЭС, Смоленской АЭС.

5-й энергоблок Курской АЭС
(РБМК-1000 3-го поколения)

На строящемся 5-м блоке Курской АЭС (готовность на данный момент 70 – 80%), помимо прочих мероприятий по усовершенствованию РБМК, принципиальной новизной обладает конструкция графитовой кладки реактора, имеющей в сечении вид восьмигранника. За счет уменьшения объема графита изменяется отношение доли топлива к доле замедлителя, что имеет существенное влияние на паровой коэффициент реактивности. В результате, при гарантированном отрицательном паровом коэффициенте реактивности, реактор РБМК-1000 5-го блока Курской АЭС работает с минимальным ОЗР, что дополнительно увеличивает его экономическую эффективность. В будущем возможно рассмотреть вопрос о повышении обогащения топлива для РБМК 5-го блока Курской АЭС, что позволит еще улучшить его экономические показатели, сохраняя высокий уровень безопасности.

Данный блок формально относится к 3-му поколению РБМК (к нему относится также 3-й блок Смоленской АЭС), но, по глубине произведенных изменений, правильнее было бы отнести его к поколению «3+».

РБМК-1500

В РБМК-1500 мощность повышена за счёт увеличения удельной энергонапряжённости активной зоны путём увеличения мощности ТК в 1,5 раза при сохранении его конструкции. Это достигается интенсификацией теплосъема с ТВЭЛ при помощи применения в ТВК специальных интенсификаторов теплообмена (турбулизаторов) в верхней части обеих ТВС. Всё вместе это позволяет сохранить прежние габариты и общую конструкцию реактора.

Интенсификаторы ТВС РБМК-1500 следует отличать от дистанцирующих решеток, установленных на каждой ТВС в количестве 10шт., которые также содержат турбулизаторы.

В процессе эксплуатации выяснилось, что, из-за высоких неравномерностей энерговыделения, периодически возникающие повышенные (пиковые) мощности в отдельных каналах приводят к растрескиванию оболочек ТВЭЛ. По этой причине мощность была снижена до 1300МВт.

Данные реакторы установлены на Игналинской АЭС (Литва).

РБМК-2000, РБМК-3600
РБМКП-2400, РБМКП-4800
(прежние проекты)

В силу общей особенности конструкции реакторов РБМК, в которой активная зона, подобно кубикам, набиралась из большого числа однотипных элементов, идея дальнейшего увеличения мощности напрашивалась сама собой.

РБМК-2000, РБМК-3600

В проекте РБМК-2000 увеличение мощности планировалось за счёт увеличения диаметра топливного канала, числа ТВЭЛ-ов в кассете и шага трубной решетки ТК. При этом сам реактор оставался в прежних габаритах.

РБМК-3600 был только концептуальным проектом, о его конструктивных особенностях известно мало. Вероятно, что вопрос повышения удельной мощности в нём решался, подобно РБМК-1500, путём интенсификации теплосъёма, без изменения конструкции его основы РБМК-2000 - и, следовательно, без увеличения активной зоны.

РБМКП-2400, РБМКП-4800

МКЭР (современные проекты)

Проекты РУ МКЭР являются эволюционным развитием поколения реакторов РБМК. В них учтены новые, ужесточившиеся, требования безопасности и устранены главные недостатки прежних реакторов данного типа.

Работа МКЭР-800 и МКЭР-1000 основана на естественной циркуляции теплоносителя, интенсифицируемой водо-водяными инжекторами. МКЭР-1500 ввиду больших размеров и мощности работет с принудительной циркуляцией теплоносителя, развиваемой главными циркуляционными насосами. Реакторы серии МКЭР оснащены двойной защитной оболочкой - контайментом: первая - стальная, вторая - железобетонная без создания предварительно напряженной конструкции. Диаметр защитной оболочки МКЭР-1500 составляет 56 метров (соответствует диаметру гермооболочки Бушерской АЭС). Ввиду хорошего баланса нейтронов РУ МКЭР имеют весьма низкий расход природного урана (у МКЭР-1500 он составляет 16,7 г/МВт·ч(э) - самый низкий в мире).

Ожидаемый КПД - 35,2 %, срок службы 50 лет, обогащение 2,4 %.

Достоинства

Пониженное, по сравнению с корпусными ВВЭР, давление воды в первом контуре;

Благодаря канальной конструкции отсутствует дорогостоящий корпус;

Нет дорогостоящих и сложных парогенераторов;

Нет принципиальных ограничений на размер активной зоны (например, она может быть в форме параллелепипеда, как в проектах РБМКП);

Независимый контур системы управления и защиты (СУЗ);

Широкие возможности осуществления регулярного контроля состояния узлов активной зоны (например, труб технологических каналов) без необходимости остановки реактора, и также

высокая ремонтопригодность;

Более легкое (по сравнению с корпусными ВВЭР протекание аварий, вызванных разгерметизацией циркуляционного контура, а также переходных режимов, вызванных отказами оборудования;

Возможность формировать оптимальные нейтронно-физические свойства активной зоны реактора (коэффициенты реактивности) на стадии проектирования;

Незначительные коэффициенты реактивности по плотности теплоносителя (современный РБМК);

Замена топлива без остановки реактора благодаря независимости каналов друг от друга (в частности, повышает КИУМ);

Возможность наработки радионуклидов технического и медицинского назначения, а также радиационного легирования различных материалов;

Отсутствие (по сравнению с корпусными ВВЭР) необходимости применения борного регулирования;

Более равномерное и глубокое (по сравнению с корпусными ВВЭР) выгорание ядерного топлива;

Возможность работы реактора с низким ОЗР - оперативным запасом реактивности (современные проекты, например, строящийся пятый энергоблок Курской АЭС);

Более дешевое топливо из-за более низкой степени обогащения, хотя загрузка топливом значительно выше (в общем топливном цикле используют переработку отработанного топлива от

Поканальное регулирование расходов теплоносителя через каналы, позволяющее контролировать теплотехническую надежность активной зоны;

Тепловая инертность активной зоны, существенно увеличивающая запасы до повреждения топлива во время возможных аварий;

Независимость петель контура охлаждения реактора (в РБМК - 2 петли), что позволяет локализовать аварии в одной петле.

Недостатки

Большое количество трубопроводов и различных вспомогательных подсистем требует наличия большого количества высококвалифицированного персонала;

Необходимость проведения поканального регулирования расходов, что может повлечь за собой аварии, связанные с прекращением расхода теплоносителя через канал;

Более высокая нагрузка на оперативный персонал по сравнению с ВВЭР, связанная с большим количеством узлов (например запорно-регулирующей арматуры);

Бо"льшее количество активированных конструкционных материалов из-за больших размеров АЗ и металлоёмкости РБМК, остающихся после вывода из эксплуатации и требующих утилизации.

Практика эксплуатации

МАГАТЭ, База данных PRIS.
Кумулятивный КИУМ по всем действующим энергоблокам:
РБМК - 69,71%; ВВЭР - 71,54%.
Данные с начала ввода блока по 2008г.
Российская Федерация. Только действующие блоки.

Аварии на энергоблоках с РБМК

Наиболее серьезные инциденты на АЭС с реакторами РБМК:

1975 - разрыв одного канала на первом блоке ЛАЭС;

1982 - разрыв одного канала на первом блоке ЧАЭС;

1986 - авария с массовым разрывом каналов на четвертом блоке ЧАЭС;

1991 - пожар в машинном зале второго блока ЧАЭС;

1992 - разрыв одного канала на третьем блоке ЛАЭС;

Авария 1982 была связана с действиями оперативного персонала, грубо нарушившего технологический регламент.

В аварии 1986 года, помимо нарушений персонала, проявились опасные свойства РБМК, существенно повлиявшие на масштаб аварии. После аварии проведена большая научно-техническая работа. Проведенные мероприятия искоренили такие опасные свойства.

Авария 1991 года в машинном зале второго блока ЧАЭС была вызвана отказами оборудования, не зависящими от реакторной установки. В процессе аварии, вследствие пожара, произошло обрушение кровли машинного зала. В результате пожара и обрушения кровли были повреждены трубопроводы подпитки реактора водой, а также заблокирован в открытом положении паросбросный клапан БРУ-Б. Несмотря на многочисленные отказы систем и оборудования, сопровождавшие аварию, реактор проявил хорошие свойства самозащищенности, что предотвратило разогрев и повреждение топлива.

1992 - разрыв одного канала на третьем блоке ЛАЭС был вызван дефектом клапана.

Состояние на 2010 год

По состоянию на 2010 год эксплуатируется 11 энергоблоков с РБМК на трёх АЭС: Ленинградской, Курской, Смоленской. По политическим причинам (в соответствии с обязательствами Литвы перед Евросоюзом) остановлено два энергоблока на Игналинской АЭС, три энергоблока на Чернобыльской АЭС (ещё один прекратил существование в результате аварии). Ведётся строительство РБМК третьей очереди на пятом энергоблокеКурской АЭС.

Список сокращений, терминология РБМК

A3 - аварийная защита; активная зона
АЗМ - аварийная защита (сигнал) по превышению мощности
АЗРТ - аварийная защита реакторной установки по технологическим параметрам (cистема)
АЗС - аварийная защита (сигнал) по скорости нарастания мощности
АР - автоматический регулятор
АСКРО - автоматизированная система контроля радиационной обстановки
АЭС - атомная электростанция
БАЗ - быстродействующая аварийная защита
ББ - бассейн-барботер
БИК - боковая ионизационная камера
БОУ - блочная очистительная установка
БРУ-Д - быстродействующее редукционное устройство со сбросом в деаэратор
БРУ-К - быстродействующее редукционное устройство со сбросом в конденсатор турбины
БС - барабан-сепаратор
БЩУ - блочный щит управления
ВИК - высотная ионизационная камера
ВИУБ (СИУБ) - ведущий (старший) инженер управления блоком
ВИУР (СИУР) - ведущий (старший) инженер управления реактором
ВИУТ (СИУТ) - ведущий (старший) инженер управления турбиной
ГПК - главный предохранительный клапан
ГЦН - главный циркуляционный насос
ДКЭ (р), (в) - датчик контроля энерговыделения (радиальный), (высотный)
ДП - дополнительный поглотитель
ДРЕГ - диагностическая регистрация параметров
ЗРК - запорно-регулирующий клапан
КГО - контроль герметичности оболочки (ТВЭЛ-ов)
КД - камера деления
КИУМ - коэффициент использования установленной мощности
КМПЦ - контур многократной принудительной циркуляции
КН - конденсатный насос
КЦТК - контроль целостности технологических каналов (система)
ЛАЗ - локальная аварийная защита
ЛАР - локальный автоматический регулятор
МАГАТЭ - Международное агентство по атомной энергии
МПА - максимальная проектная авария
НВК - нижние водяные коммуникации
НК - напорный коллектор
НСБ - начальник смены блока
НСС - начальник смены станции
ОЗР - оперативный запас реактивности (условных "стержней")
ОК - обратный клапан
ОПБ - «Общие положения безопасности»
ПБЯ - «Правила ядерной безопасности»
ПВК - пароводяные коммуникации
ПН - питательный насос
ППБ - плотно-прочный бокс
ПРИЗМА - программа измерения мощности аппарата
ПЭН - питательный электронасос
РБМК - реактор большой мощности канальный (кипящий)
РГК - раздаточно-групповой коллектор
РЗМ - разгрузочно-загрузочная машина
РК СУЗ - рабочий канал системы управления и защиты
РП - реакторное пространство
РР - ручное регулирование
РУ - реакторная установка
САОР - система аварийного охлаждения реактора
СБ - системы безопасности
СЛА - система локализации аварий
СП - стержень-поглотитель
СПИР - система продувки и расхолаживания
СРК - стопорно-регулирующий клапан
СТК - система технологического контроля
СУЗ - система управления и защиты
СФКРЭ - система физического контроля распределения энерговыделения
СЦК "Скала" - система централизованного контроля (СКАЛА - система контроля аппарата Ленинградской Атомной)
ТВС - тепловыделяющая сборка
ТВЭЛ - тепловыделяющий элемент
ТГ - турбогенератор
ТК - технологический канал
УСП - укороченный стержень-поглотитель (ручной)
ЯТ - ядерное топливо
ЯТЦ - ядерный топливный цикл
ЯЭУ - ядерная энергетическая установка

Материалы: dic.academic.ru

Cтраница 1

Мощность реактора регулируют, изменяя величину р, поэтому р обычно является функцией времени. Число групп т, как правило, равно 6 - 10, иногда более (в зависимости от типа реактора), в связи с чем классическое решение системы этих уравнений представляет собой сложную задачу. Система уравнений характеризует кинетику реактора только при упрощающих предположениях, однако для большинства практических случаев применения достигаемая точность вполне достаточна.  

Мощность реакторов здесь также доведена до 36 тыс. т / год.  

Мощность реактора может быть выраженз в ваттах, киловаттах или мегаваттах. Между мощностью, средним потоком нейтронов и объемом реактора существует непосредственная связь.  

Мощность реактора в значительной степени зависит от его системы охлаждения. В этом заключается особенность ядерных реакторов как источников энергии. Мгновенная мощность определяется числом атомов, подвергающихся делению за 1 сек. В некоторых реакторах достаточно удалить управляющие стержни, чтобы возникла цепная реакция, а для стабилизации реакции (когда достигнут определенный уровень) снова ввести стержни в реактор. При этом, естественно, предполагается, что материалы, из которых построен реактор, хорошо выдерживают ту температуру, которая там может возникнуть, причем это зависит лишь от эффективности системы охлаждения.  

Мощность реактора как генератора пара определяется количеством каналов и мощностью каждого из них. При данных параметрах каналов паро-производительность реактора-парогенератора зависит от числа каналов. Чем их больше, тем выше паро - производительность, однако усложняется конструкция установки и ее эксплуатация.  

Однолинейная схема компенсатора реактивной мощности с параллельным включением управляемого реактора со стержневым магнитопроводом с подмагничиванием постоянным током и нерегулируемой емкости.

Мощность реактора изменяется от номинальной до мощности холостого хода менее чем за 2 с. Обмотки переменного тока каждой фазы располагаются на двух вертикальных стержнях отдельного сердечника.  

Мощность реакторов Qp0, предназначаемых для регулирования напряжения на промежуточной подстанции, равна сумме реактивных мощностей концов участка, примыкающих к подстанции.  

Мощность реакторов промежуточных компенсирующих пунктов КП равна сумме стоков реактивных мощностей концов участков, примыкающих к КП.