^«А.» 1СВЛИН

АТОМНЫЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ
С РЕАКТОРАМИ ВВЭР-1000

С.А.Тевлин
АТОМНЫЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ
С РЕАКТОРАМИ ВВЭР-1000
Допущено Учебно-методическим объединением вузов России
по образованию в области знергетики и электротехники
в качестве учебного пособия для студентов вузов, обучающихся
по специальности "Атомные злектрические станции и установки"
направления подготовки "Техническая физика"

Рекомендовано Корпоративным энергетическим университетом в
качестве учебного пособия для системы подготовки,
переподготовки и повышения квалификации персонала
энергетических компаний, а также для вузов, осуществляющих
подготовку энергетиков

2-е издание, дополненное

^ ! -и. . • А
' «Л А *> <> № V/ ч».•, А .' 1

Л 1 CJ

V'

библиотека
Москва

Издательский дом МЭИ

2008

УДК
ББК

621.311.25 : 621.039
31.47
Т 11

Рецензенты:
докт. техн. наук, проф. К.Н. Проскуряков;
докт. техн. наук, проф. А.П. Еперин
Тевлин С.А.
Т11

Атомные электрические станции с реакторами ВВЭР-1000:
учебное пособие для вузов. — 2-е издание, дополненное. — М.:
Издательский дом МЭИ, 2008. — 358, [2] с : ил.
ISBN 978-5-383-00300-8
В учебном пособии изложены основные вопросы, определяющие состав обо­
рудования атомных электростанций с водо-водяными энергетическими реактора­
ми, а также способы экономичной эксплуатации оборудования и защиты от иони­
зирующего излучения персонала АЭС и окружающей среды. По сравнению с
предыдущим изданием во 2-м издании рассмотрены вопросы культуры
безопасности на АЭС.
Пособие предназначено для обучения студентов по специальности «Атомные
электрические станции и установки» в технических университетах, институтах и
техникумах, а также при переподготовке или повышении квалификации инженеров
в УТЦ АЭС или отраслевых институтах повышения квалификации. Это пособие
может быть также использовано для обучения иностранных инженеров, проходя­
щих подготовку для эксплуатации АЭС, выполненных по российским проектам и
использующих российское оборудование. Издание первое данного пособия
выпущено в 2002 г. Издательством МЭИ.
УДК 621.311.25 : 621.039
ББК 31.47

ISBN 978-5-383-00300-8

О Тевлин С.А., 2008

ПРЕДИСЛОВИЕ КО ВТОРОМУ ИЗДАНИЮ

Опыт мировой ядерной энергетики свидетельствует о ее экологи­
ческих и экономических преимуществах. Однако произошедшие ава­
рии, особенно чернобыльская, загрязнение территорий отходами
ядерно-оружейного комплекса и потенциальная угроза терроризма
вызвали рост социальной напряженности и антиядерных настроений
среди населения различных стран мира.
Перед персоналом, работающим в области атомной энергетики,
стоит задача обеспечения безопасного использования экологически
чистой атомной энергии для решения народнохозяйственных, меди­
цинских, научных и оборонных проблем России. Необходимо сни­
зить социальную напряженность в зонах размещения ядерных и ра­
диационно-опасных объектов и завоевать доверие общества к воз­
можности использования атомной энергии.
Послечернобыльский период в атомной энергетике России можно
назвать периодом коренного переосмысления проблем обеспечения
безопасности.
Весьма важным является изменение подходов к системе обеспече­
ния безопасности при эксплуатации АЭС.
Неоспоримым достоинством атомной энергетики в социальном
аспекте является подтвержденная многолетней практикой безопасная
эксплуатация сотен энергоблоков во многих странах мира. Однако
вероятность тяжелых аварий, также подтвержденная практикой, мо­
жет скомпенсировать указанное достоинство атомных электростан­
ций (АЭС). Поэтому безопасность АЭС стала в последнее время
(после тяжелой аварии на АЭС «Три — Майл-Айленд» в США в
1979 г. и катастрофической аварии на Чернобыльской АЭС в Украине
в 1986 г.) наиболее приоритетной задачей в развитии атомной энер­
гетики как отрасли национального хозяйства. С этой целью Между­
народное агентство по атомной энергии (International Atomic Energy
Agency — МАГАТЭ) в течение многих лет занимается разработкой
общих принципов безопасности атомной энергетики. Непосредс­
твенно под эгидой МАГАТЭ обобщением опыта эксплуатации АЭС и
установлением правил, направленных на обеспечение их безопаснос­
ти, занимается Международная консультативная группа по ядерной
3

безопасности (International Nuclear Safety Advisory Group — INSAG).
Опираясь на эти работы (которые послужили одновременно базой
при работе над данным учебным изданием), человечество, заботясь о
своем благополучии в будущем, делает ставку на ядерное топливо и
соответствующие ему электрогенерирующие и тепловые мощности
— атомные электростанции и установки.
Так, Китай объявил о строительстве ста ядерных энергетических
блоков, а Индия — сорока энергоблоков. О том же заявляют старо­
жилы атомного сообщества: США разработало программу строи­
тельства АЭС установленной мощностью 300 ГВт. Франция, где
75 % электроэнергии вырабатывается на атомных электростанциях,
принимает решение поднять долю выработки на АЭС до 85 %.
В России в настоящее время доля ядерной энергетики в общем
энергобалансе Российской Федерации составляет 16%. Президент
РФ обозначил задачу — к 2030 г. российская ядерная энергетика
должна обеспечивать 25 % общего производства электроэнергии. С
учетом старения оборудования АЭС и постепенно частичного снятия
его с эксплуатации (даже с учетом продления сроков эксплуатации
там, где это возможно) к 2030 г. на АЭС России будет производиться
2 % электроэнергии.
Исходя из необходимости резкого увеличения производства элек­
троэнергии в 2030 г., к этому времени в Российской Федерации
должны быть построены АЭС установленной мощности 40 ГВт.
Иначе говоря, в год надо строить энергетические мощности АЭС
в объеме 2 ГВт для внутреннего рынка и примерно столько же — для
мирового рынка [1]. Для этого требуется возродить промышлен­
ность, на площадках которой будет создаваться оборудование для
этих АЭС: машиностроительное, контрольно-измерительное, защит­
ное, строительное, «противопожарное» и т.п.
При таких масштабах строительства и эксплуатации АЭС с новой
остротой встанет вопрос об их безопасности, обеспечении отсутс­
твия рисков и защиты от них. Надежной защитой от этих реальных
угроз может стать культура безопасности, если ею будет пропитано
все, начиная от технического задания на создание проекта АЭС,
включая многотомную техническую документацию на здания и со­
оружения АЭС, на оборудование, и заканчивая проблемой захороне­
ния радиоактивных отходов и снятого с эксплуатации оборудования.
Книга является вторым изданием учебного пособия, вышедшего в
2002 г. в Издательстве МЭИ. Пособие предназначено в основном сту­
дентам вузов, обучающимся по направлению подготовки «Техничес­
кая физика» (специальность «Атомные электрические станции и ус­
тановки»). Пособие, безусловно, представляет интерес и для других
4

категорий обучающихся: студентов направления «Теплоэнергетика»,
магистров, аспирантов, слушателей системы повышения квалифика­
ции персонала АЭС, преподавателей, научных работников.
Автор выражает глубокую признательность рецензентам за их ис­
ключительно полезную работу по улучшению книги.

Доктор техн. наук, профессор каф. АЭС МЭИ (ТУ),
лауреат Государственной премии СССР СА. Тевлин

ВВЕДЕНИЕ

ЯДЕРНАЯ ЭНЕРГЕТИКА В СОВРЕМЕННОМ МИРЕ

На рубежах веков людям свойственно подводить итоги прошлого и
пытаться заглянуть в будущее. К этому побуждает и порог третьего ты­
сячелетия современной цивилизации обитателей Земли. История циви­
лизации показала, что энергетика является одной из ее составляющих,
обеспечивающих и само существование человеческого рода в геофизи­
ческих условиях планеты Земля и степень комфортности обитания.
В этих потребностях человечества заключены фундаментальные причи­
ны прогрессирующего темпа развития энергетики.
В последнем столетии второго тысячелетия человечество израс­
ходовало свыше 500 млрд т условного топлива, что больше, чем рас­
ход за предыдущие XIX веков [6]. При этом 95 % этой величины со­
ставляет ископаемое горючее. В связи с этим возникают две пробле­
мы, которые не могут не беспокоить человечество: исчерпание топ­
ливно-энергетических ресурсов и загрязнение среды обитания чело­
века с возможными необратимыми последствиями для всей планеты.
Согласно имеющимся данным первая проблема не представляет уг­
розы человечеству, так как энергетический потенциал углеводород­
ного сырья оценивается значением 55- 1012 МВт • ч при современ­
ном расходе 3 • 1010 МВт • ч/год, а морских приливов и солнечного
излучения 70- 1012 и 580- 1012 МВт-ч соответственно, не говоря о
других, пока очень далеких от освоения энергетических ресурсах,
скрытых в структуре вещества и космическом пространстве.
Вторая проблема в настоящее время представляется более угро­
жающей, поскольку продукты сгорания органического топлива
не ассимилируются атмосферой и биосферой планеты, а значит, на­
капливаются в окружающей среде, которая, по всей вероятности,
имеет предел по вместимости для этих чуждых естественному со­
ставу ингредиентов. Отсюда опасения нарушения теплообмена пла­
неты с Космосом и возникновения необратимых глобальных послед­
ствий.
Современный ответ на эти опасения — развитие экологически
чистых источников энергии и базирование на них энергообеспече­
ния человечества. К этим источникам относятся ядерная (внутри­
ядерная) энергия и возобновляемые источники энергии. Ядерная
энергетика не потребляет атмосферный кислород и не оказывает
негативного воздействия на окружающую среду, что продемонстри­
ровано почти полувековой работой стационарной (атомные
электростанции) и транспортной (атомные суда) энергетикой.
6

ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Авария — нарушение эксплуатации АС, при котором произошел выход
радиоактивных веществ и/или ионизирующего излучения за предусмотрен­
ные проектом для нормальной эксплуатации границы в количествах, превы­
шающих установленные пределы безопасной эксплуатации. Авария харак­
теризуется исходным событием, путями протекания и последствиями (ОПБ88/97).
Активная зона — часть реактора, в которой размещены ядерное топли­
во, замедлитель, поглотитель, теплоноситель, средства воздействия на реак­
тивность и элементы конструкций, предназначенные для осуществления
управляемой цепной реакцией и передачи энергии теплоносителю (ПБЯ
РУ АС-89).
Атомная станция (АС) — ядерная установка для производства энергии
в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах,
определенной проектом территории, на которой для осуществления этой це­
ли используется ядерный реактор (реакторы) и комплекс необходимых сис­
тем, устройств, оборудования и сооружений с необходимым персоналом
(ОПБ-88/97).
Атомная электрическая станция (АЭС) — атомная станция, предназна­
ченная для производства электрической энергии (ОПБ-88/97).
Безопасность АС, ядерная и радиационная — свойство АС при нор­
мальной эксплуатации и нарушениях нормальной эксплуатации, включая
аварии, ограничивать радиационное воздействие на персонал, население и
окружающую среду установленными пределами (ОПБ-88/97).
Блочный пункт управления (блочный щит управления) — часть бло­
ка АС, размещаемая в специально предусмотренных проектом помещениях
и предназначенная для централизованного автоматизированного управле­
ния технологическими процессами, реализуемого оперативным персоналом
управления и средствами автоматизации (ОПБ-88/97).
Ввод в эксплуатацию — процесс, во время которого системы
и оборудование блока АС или АС в целом начинают функционировать, при
этом проверяется их соответствие проекту. Процесс включает в себя пред­
пусковые наладочные работы, физический и энергетический пуски, опытнопромышленную эксплуатацию и завершается сдачей АС в промышленную
эксплуатацию (ОПБ-88/97).
Внутренняя самозащищенность реакторной установки (РУ) — свой­
ство обеспечивать безопасность на основе естественных обратных связей,
процессов и характеристик (ОПБ-88/97).
Вывод блока из эксплуатации — процесс осуществления комплекса
мероприятий после удаления ядерного топлива, исключающий использова­
ние блока в качестве источника энергии и обеспечивающий безопасность
персонала, населения и окружающей среды (ОПБ-88/97).
Герметичное ограждение — совокупность элементов строительных и
других конструкций, которые, ограждая пространство вокруг реакторной
7

установки или другого объекта, содержащего радиоактивные вещества, обра­
зуют предусмотренную проектом границу и препятствуют распространению
радиоактивных веществ в окружающую среду в количествах, превышающих
установленные пределы. Пространство, закрытое герметичным ограждени­
ем, образует одно или несколько герметичных помещений (ОПБ-88/97).
Запроектная авария — авария, вызванная не учитываемыми для про­
ектных аварий исходными событиями или сопровождающаяся дополнитель­
ными по сравнению с проектными авариями отказами систем безопасности
сверх единичного отказа, в том числе из-за ошибочных решений персонала
(ОПБ-88/97).
Защитные системы (элементы) безопасности — системы (элементы),
предназначенные для предотвращения или ограничения повреждений ядер­
ного топлива, оболочек тепловыделяющих элементов, оборудования и тру­
бопроводов, содержащих радиоактивные вещества (ОПБ-88/97).
Зона строгого режима АС — помещения, здания и сооружения АС, где
возможно воздействие на персонал внешнего излучения, загрязнение воз­
душной среды радиоактивными газами и аэрозолями, загрязнение поверх­
ностей строительных конструкций и оборудования радионуклидами или ра­
диоактивными веществами (ПРБ АС-89).
Зона свободного режима АС — помещения, здания, где практически ис­
ключается воздействие на персонал радиационных факторов (ПРБ АС-89).
Зона наблюдения — территория за пределами санитарно-защитной зо­
ны, на которой проводится радиационный контроль (НРБ-99).
Исходное событие — единичный отказ в системах (элементах) АС,
внешнее событие или ошибка персонала, которые приводят к нарушению
нормальной эксплуатации и могут привести к нарушению пределов и/или
условий безопасной эксплуатации.
Исходное событие включает все зависимые отказы, являющиеся его
следствием (ОПБ-88/97).
Канал системы — часть системы, выполняющая в заданном проектом
объеме функцию системы (ОПБ-88/97).
Контур теплоносителя реактора (1-й контур) — контур вместе с сис­
темой компенсации давления, предназначенный для циркуляции теплоноси­
теля через активную зону в установленных проектом режимах и условиях
эксплуатации (ОПБ-88/97).
Критерии безопасности — установленные нормативными документами
и/или органами государственного регулирования безопасности значения па­
раметров и/или характеристик АС, в соответствии с которыми обосновыва­
ется ее безопасность (ОПБ-88/97).
Культура безопасности — квалификационная и психологическая подго­
товленность всех лиц, при которой обеспечение безопасности АС является
приоритетной целью и внутренней потребностью, приводящей к самосозна­
нию ответственности и к самоконтролю при выполнении всех работ, влияю­
щих на безопасность (ОПБ-88/97).
Локализующие системы (элементы) безопасности (ЛСБ) — системы
(элементы), предназначенные для предотвращения или ограничения выде­
ляющихся при авариях радиоактивных веществ и ионизирующего излучения
8

за предусмотренные проектом границы и выхода их в окружающую среду
(ОПБ-88/97).
Максимальный запас реактивности — реактивность, которая может
реализоваться в реакторе при извлечении из активной зоны всех средств
воздействия на реактивность и других извлекаемых поглотителей для мо­
мента кампании и состояния реактора с максимальным значением эффек­
тивного коэффициента размножения (ПБЯ РУ АС-89).
Максимальное расчетное землетрясение (МРЗ) — землетрясение, вы­
зывающее на площадке строительства сотрясение максимальной интенсив­
ности за период 10 000 лет. (Нормы проектирования сейсмостойких атом­
ных станций.)
Нарушение нормальной эксплуатации АС — нарушение в работе АС,
при котором произошло отклонение от установленных эксплуатационных
пределов и условий. При этом могут быть нарушены и другие установлен­
ные проектом пределы и условия, включая пределы безопасной эксплуата­
ции (ОПБ-88/97).
Независимые системы (элементы) — системы (элементы), для кото­
рых отказ одной системы (элемента) не приводит к отказу другой системы
(элемента) (ОПБ-88/97).
Необнаруживаемый отказ — отказ системы (элемента), который не
проявляется в момент своего возникновения при нормальной эксплуатации
и не выявляется предусмотренными средствами контроля в соответствии с
регламентом техобслуживания и проверок (ОПБ-88/97).
Необслуживаемые помещения — помещения зоны строгого режима,
где размешаются технологическое оборудование и коммуникации, условия
эксплуатации которых и радиационная обстановка при работе АЭС на мощ­
ности исключает пребывание в них персонала (СП-АС-88/93).
Нормальная эксплуатация АС — эксплуатация АС в определенных
проектом эксплуатационных пределах и условиях (ОПБ-88/97).
Обеспечение качества — планируемая и систематически осуществляе­
мая деятельность, направленная на то, чтобы все работы по созданию и экс­
плуатации АС проводились установленным образом, а их результаты удов­
летворяли предъявленным к ним требованиями (ОПБ-88/97).
Обеспечивающие системы (элементы) безопасности (ОСБ) — системы
(элементы), предназначенные для снабжения систем безопасности энергией,
рабочей средой и создания условий для их функционирования (ОПБ-88/97).
Обслуживаемые помещения — помещения зоны строгого режима, ра­
диационная обстановка в которых допускает возможность постоянного пре­
бывания персонала в течение всего рабочего дня (СП-АС-88/93).
Опытно-промышленная эксплуатация — этап ввода АС в эксплуата­
цию от энергетического пуска до приемки АС в промышленную эксплуата­
цию (ОПБ-88/97).
Отказы по общей причине — отказы систем (элементов), возникающие
вследствие одного отказа или ошибки персонала, или внешнего или внут­
реннего воздействия, или иной внутренней причине (ОПБ-88/97).
Пассивная система (элемент) — система (элемент), функционирование
которой связано только с вызвавшим ее работу событием и не зависит от ра9

боты другой активной системы (элемента), например управляющей систе­
мы, энергоисточника и т.п. (ОПБ-88/97).
Первый контур — контур, вместе с системой компенсации давления, по
которому циркулирует теплоноситель через активную зону под рабочим
давлением. Первый контур обеспечивает отвод теплоты теплоносителем от
активной зоны реактора при нормальной эксплуатации, нарушениях нор­
мальной эксплуатации и проектных авариях (ПБЯ РУ АС-89).
Периодически обслуживаемые помещения — помещения зоны стро­
гого режима, в которых условия эксплуатации и радиационная обстановка
при работе АЭС на мощности допускают возможность ограниченного во
времени пребывания персонала (СП-АС-88/93).
Пределы безопасной эксплуатации — установленные проектом значе­
ния параметров технологического процесса, отклонение от которых могут
привести к аварии (ОПБ-88/97).
Принцип единичного отказа — принцип, в соответствии с которым
система должна выполнять заданные функции при любом требующем ее ра­
боты исходном событии и при независимом от исходного события отказе
любого из активных или пассивных элементов, имеющих механические
движущие частицы (ОПБ-88/97).
Проектная авария — авария, для которой проектом определены исход­
ные события и конечные состояния и предусмотрены системы безопасно­
сти, обеспечивающие с учетом принципа единичного отказа систем безо­
пасности или одной, независимой от исходного события ошибки персонала
ограничение ее последствий установленными для таких аварий пределами
(ОПБ-88/97).
Проектное землетрясение (ПЗ) — землетрясение, вызывающее на пло­
щадке строительства сотрясение максимальной интенсивности за период
10 000 лет. (Нормы проектирования сейсмостойких атомных станций.)
Проектные пределы — значения параметров и характеристик состоя­
ния систем (элементов) и АС в целом, установленные в проекте для нор­
мальной эксплуатации и нарушений нормальной эксплуатации, включая
предаварийные ситуации и аварии (ОПБ-88/97).
Промышленная эксплуатация — эксплуатация АС, принятой в экс­
плуатацию в установленном порядке, соответствие проекту и безопасность
которой подтверждены испытаниями на этапах ввода АС в эксплуатацию
(ОПБ-88/97).
Подкритическое состояние — состояние активной зоны, характеризую­
щееся эффективным коэффициентом размножения, меньшим единицы и от­
сутствием локальной критичности (ПБЯ РУ АС-89).
Резервный пункт управления (резервный щит управления) — часть
блока АС, размещаемая в предусмотренном проектом помещении и предна­
значенная в случае отказа БПУ (БЩУ) для надежного перевода блока АС
в подкритическое расхоложенное состояние и поддержания его сколь угодно
долго в этом состоянии, приведения в действие систем безопасности и по­
лучения информации о состоянии реактора (ОПБ-88/97).
Санитарно-защитная зона — территория вокруг источника ионизирую­
щего излучения, на которой уровень облучения людей в условиях нормаль­
ной эксплуатации данного источника может превысить допустимую дозу.
10

Система — совокупность элементов, предназначенная для выполнения
заданных функций (ОПБ-88/97).
Системы (элементы) безопасности (СБ) — системы (элементы), предна­
значенные для выполнения функций безопасности (ОПБ-88/97).
Системы (элементы), важные для безопасности — системы (элемен­
ты) безопасности, а также системы (элементы) нормальной эксплуатации,
отказы которых нарушают нормальную эксплуатацию АС или препятствуют
устранению отклонений от нормальной эксплуатации и могут приводить к
проектным и запроектным авариям (ОПБ-88/97).
Системы (элементы) нормальной эксплуатации (СНЭ) — системы
(элементы), предназначенные для осуществления нормальной эксплуатации
(ОПБ-88/97).
Средства воздействия на реактивность — технические средства, реа­
лизуемые в виде твердых, жидких или газообразных поглотителей (замед­
лителей, отражателей), изменением положения или состояния которых в ак­
тивной зоне или отражателе обеспечивается изменение реактивности актив­
ной зоны (ПБЯ РУ АС-89).
Тепловыделяющий элемент (твэл) — отдельная сборочная единица с
ядерным топливом, размещаемая в активной зоне и обеспечивающая гене­
рирование тепловой энергии, накопление материалов деления и вторичного
ядерного топлива (ПБЯ РУ АС-89).
Техническое обслуживание — комплекс операций по поддержанию ра­
ботоспособности и исправности объекта (систем и элементов) при исполь­
зовании по назначению, в режиме ожидания, при хранении и транспортиро­
вании (ОПБ-88/97).
Управление аварией — действия, направленные на предотвращение
развития проектных аварий в запроектные и на ослабление последствий запроектных аварий (ОПБ-88/97).
Управляющие системы (элементы) безопасности (УСБ) — системы
(элементы), предназначенные для инициирования действия систем безопас­
ности, осуществления контроля и управления ими в процессе выполнения
заданных функций (ОПБ-88/97).
Условия безопасной эксплуатации — установленные проектом мини­
мальные условия по количеству, характеристикам, состоянию работоспо­
собности и условиям технического обслуживания систем (элементов), важ­
ных для безопасности, при которых обеспечивается соблюдение пределов
безопасной эксплуатации и/или критериев безопасности (ОПБ-88/97).
Физический пуск — этап ввода блока АС в эксплуатацию, включающий
загрузку реактора ядерным топливом, достижение критического состояния
реактора и выполнение необходимых физических экспериментов на уровне
мощности, при котором теплоотвод от реактора осуществляется за счет есте­
ственных теплопотерь (ОПБ-88/97).
Функция безопасности — специфическая конкретная цель и действия,
обеспечивающие ее достижение и направленные на предотвращение аварий
или ограничение их последствий (ОПБ-88/97).
Элементы — оборудование, приборы, трубопроводы, кабели, строи­
тельные конструкции и другие изделия, обеспечивающие выполнение за­
данных функций самостоятельно или в составе систем и рассматриваемые
11

в проекте в качестве структурных единиц при выполнении анализов надеж­
ности и безопасности (ОПБ-88/97).
Эксплуатационные пределы — значения параметров и характеристик
состояния систем (элементов) и АС в целом, заданных проектом для нор­
мальной эксплуатации (ОПБ-88/97).
Эксплуатирующая организация — государственное предприятие (объе­
динение), организация, созданное или назначенное(ая) вышестоящим органом
государственного управления осуществлять собственными силами или с при­
влечением других предприятий (организаций) деятельность на всех этапах
жизненного цикла атомной электростанции по выбору площадки, проектиро­
ванию, строительству, вводу в эксплуатацию, эксплуатации и снятию с экс­
плуатации и имеющее(ая) разрешение органов государственного надзора и
контроля на осуществление этой деятельности (ПБЯ РУ АС-89).
Энергетический пуск — этап ввода блока АС в эксплуатацию от завер­
шения физического пуска до начала выработки электроэнергии (ОПБ-88/97).
Ядерная авария — авария, связанная с повреждением твэлов, превы­
шающим установленные пределы безопасной эксплуатации, и/или облуче­
нием персонала, превышающим разрешенные пределы, вызванная:
нарушением контроля и управления цепной реакцией деления в актив­
ной зоне реактора;
возникновением критичности при перегрузке, транспортировании и хра­
нении твэлов;
нарушением теплоотвода от твэлов;
другими причинами, приводящими к повреждению твэлов (ОПБ-88/97).

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

АВР
A3
АКНП
АРМ
АС
АСУ ТП

—
—
—
—
—
—

автоматическое включение резерва
аварийная защита
аппаратура контроля нейтронного потока
автоматический регулятор мощности
атомная станция
автоматическая система управления технологиче­
ским процессом
АУП
— автоматическая установка пожаротушения
ББ
— барботажный бак
БВ
— бассейн выдержки
БП
— бассейн перегрузки
БЗТ
— блок защитных труб
БЗОК
— быстрый защитный отсечной клапан
БОУ
— блочная обессоливающая установка
БРОУ
— быстродействующее
редукционно-охладительное устройство
БРУ
— быстродействующее редукционное устройство
БРУ-А
— БРУ сброса пара в атмосферу
БРУ-К
— БРУ сброса пара в конденсатор
БРУ-Д
— БРУ пароснабжения деаэраторов 2-го контура
БРУ-СН
— БРУ пароснабжения собственных нужд блока
БЩУ (БПУ) — блочный щит (пульт) управления
ВПЭН
— вспомогательный питательный электронасос
ГЕ САОЗ
— гидроемкость системы аварийного охлаждения зоны
Госатомнадзор — национальный регулирующий орган России
России
ГО
— герметичная оболочка
ГПК
— главный паровой коллектор
гпд
— газовые продукты деления
ГЦН
— главный циркуляционный насос
Группа INSAG — Международная консультативная группа
МАГАТЭ
по ядерной безопасности МАГАТЭ
гцк
— главный циркуляционный контур
гцт
— главный циркуляционный трубопровод
ДГ
— дизель-генератор
ДИ
— диапазон источников АКНП
ДП
— диапазон промежуточный АКНП
иве
— информационно-вычислительная система
ИРГ
— инертные радиоактивные газы
кд
— компенсатор давления
— импульсное предохранительное устройство КД
ИПУ кд
МАГАТЭ
— Международное агентство по атомной энергии
13

МКУ
МРЗ
МПА

нтд

ОПАС
ОПБ-88/97
ОР СУЗ
ОРУ
ПБЯ РУ АС-89
ПВД
ПК

пнд
пг
пд

ИПУ пг
ПСУ

пэл

РЩУ
РО
РОМ
РОУ
РУ
САОЗ

его
сктг
ск
екп
сн
СП-АС-88/93 СБ
СВРК
СВП
СУЗ

тве

твэл
ТГ
ТПН
ЦВД
ЦНД
УЗК
УРБ
ФСД
ЭГСР
14

минимально контролируемый уровень мощности
максимальное расчетное землетрясение
максимальная проектная авария
нормативно-технические документы
группа оказания экстренной аварийной помощи АЭС
основные положения обеспечения безопасности
атомных станций (нормативный документ)
орган регулирования СУЗ
открытое распредустройство
правила ядерной безопасности реакторных уста­
новок атомных станций (нормативный документ)
подогреватель высокого давления
предохранительный клапан
подогреватель низкого давления
парогенератор
продукты деления
импульсное предохранительное устройство ПГ
паросбросные устройства
поглощающий элемент
резервный щит управления
реакторное отделение
регулятор ограничения мощности
редукционно-охладительная установка
реакторная установка
система аварийного охлаждения активной зоны
спецгазоочистка
стопорные клапана турбогенератора
спецкорпус
система контроля перегрузки
собственные нужды
санитарные правила проектирования и эксплуата­
ции атомных станций (нормативный документ)
системы безопасности
система внутриреакторного контроля
стержневой выгорающий поглотитель
система управления и защиты реактора
тепловыделяющая сборка
тепловыделяющий элемент
турбогенератор
турбопитательный насос
цилиндр высокого давления
цилиндр низкого давления
ультразвуковой контроль
устройство разгрузки реактора, быстрое
фильтр смешанного действия
электрогидравлическая система регулирования
турбины

Глава 1. СОСТОЯНИЕ ЯДЕРНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

1.1. СОСТОЯНИЕ ЯДЕРНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ В МИРЕ

Энергетика является одной из базовых отраслей национального
хозяйства, которая определяет не только потенциал и перспективы
развития энергетического хозяйства, но прямо влияет на темпы разви­
тия экономики и роста национального валового внутреннего продук­
та (ВВП). Разведанные и прогнозные запасы органического топлива
позволяют утверждать, что человечеству не грозит в XXI веке энерге­
тический голод: потенциальные ресурсы природного газа в мире со­
ставляют более 600 трлн м3, реальные запасы нефти оценочно состав­
ляют 140 млрд т, запасы угля приблизительно 15 трлн т [1].
Вместе с этим следует ожидать роста спроса на продукцию энер­
гетики в силу следующих обстоятельств:
неравномерность душевого энергопотребления по регионам
и странам мира, что связано с разделением мира на страны богатые
и бедные. Стремление бедных стран к развитию экономики (ВВП
в этих странах на порядок меньше, чем в странах промышленно раз­
витых) и повышению благосостояния населения приведет к росту
энергопотребления. В Бангладеш и Танзании, например, потребле­
ние электроэнергии на 1 чел. составляет меньше 100 кВт-ч/год, а
в Швеции— 15 000;
демографический рост в развивающихся странах, население кото­
рых в обозримом будущем превысит 90 % населения мира;
необходимость обеспечения энергетической независимости раз­
витых стран от регионов, богатых энергетическими ресурсами,
и развивающихся стран от промышленно развитых стран.
Опираться при этом только на традиционную энергетику, о чем
уже было сказано, невозможно, поэтому перспективы развития энер­
гетики строятся на прогрессе ядерной энергетики и энергетике во­
зобновляемых источников энергии. Ядерная энергетика использует
невозобновляемый источник энергии, но является экологически чис­
тым способом производства тепловой и электрической энергии,
в отличие от других традиционных способов использования невозобновляемых источников органического топлива.
По состоянию на конец 2000 г. в мире находилось в работе 439 энер­
гоблоков АЭС суммарной электрической мощностью 352 121 МВт, ко­
торые выработали в течение года около 16 % общего годового произ­
водства электроэнергии в мире. Общая картина состояния ядерной
15

Литва
Франция
Бельгия
Украина
Швеция
Болгария
Словакия
Швейцария
Словения
Венгрия
Япония
Республика Корея
Германия
Финляндия
Испания
Соед.Кор-ство
Армения
США
Чешская Респ.
Канада
Россия
Аргентина
Румыния
Мексика
Южная Африка
Нидерланды
Индия
Бразилия
Китай
Казахстан
Пакистан

381,5%
3 78,2%
60,1%

3
3
3
I 35,2
ZZ134,1%
13 31,8%
330,4%
29,3%
Z ] 27,5
325,7%
] 20,1 %
19,3%
| 14,2 %
13,6%
11,4
=1 9,7
6,5%
6,5%
I I? я
[^2,3%
[] 1 %
[]0,8 %
Q 0,6 %
Q 0 'б %

] 46,8 %
| 46,2 %
45,4%
I 44%
40,6 %
39,9 %
39,9%
5

Рис. 1.1. Доля ядерной энергетики в производстве
электроэнергии по данным за 1997 г. (на март 1998 г.
на Тайване (Китай) доля ядерной энергетики состави­
ла 29,07 %)

энергетики в мире и распределение производства электроэнергии на
АЭС по странам представлены в табл. 1.1 [1].
Доля ядерной энергетики в общем производстве электроэнергии
по странам представлена на рис. 1.1 [2], из которого видно, насколь­
ко различную роль играет ядерная энергетика в энергопроизводстве
разных регионов и стран. Верхнюю часть рис. 1.1 занимают страны,
лишенные собственных природных ресурсов органических энерго­
носителей, а нижнюю — лишенные достаточных материальных ре­
сурсов для развития ядерной энергетики.
В табл. 1.2 представлены по странам с развитой ядерной энерге­
тикой некоторые сравнительные показатели АЭС и тепловых элек­
тростанций на органическом топливе (ТЭС) [3].
Развитие ядерной энергетики в исторической ретроспективе про­
исходит неравномерно. В этом явно отражены общие колебания эко­
номического развития. В 70-е годы наблюдался подъем в развитии
ядерной энергетики (масштабные планы строительства АЭС в раз­
ных странах мира, обилие заказов у фирм, строящих АЭС и произ­
водящих для них оборудование). В следующем десятилетии темп
потребления энергии снизился вследствие замедления экономиче­
ского роста и нарастания инфляционных процессов. Цены на энерге­
тическом рынке возросли, и промышленно развитые страны сочли
более целесообразными вложения капиталов в мероприятия по энер­
госбережению. Происшедшие аварии с поступлением радиоактив16

Таблица 1.1
Действующие ядерные энергоблоки в странах мира в 1995—2000 гг.

Число И электрическая
'
мощность ядерных энергоблоков,
подключенных к энергосети , на 31 декабря каждого года
Страна

1995 г.
Число Г МВт
блоков (нетто)

Аргентина

]

]

1999 г.
Число | МВт
блоков (нетто)

2000 г.
Число 1 МВт
блоков (нетто)

935

2

935

2

935

1
7

376

1

376

5712

7

5712

Армения

2
1

Бельгия

7

376
5712

Болгария

6

3538

6

3538

6

3538

Бразилия

1

626

1

626

2

1855

35

12 968

12 968

1729

35
4

12 968

4

35
4

19

21 122

19

21 122

21 122

10

1695
7470

11
9

1897

19
14

14602
2167

14
3
2

2370

2
1

1360
449
125
12 990
19 843

Великобритания
Венгрия
Германия
Индия

'

Испания

9
21

Канада
КНР
Литва

3
2
2
2

2370
1360
504

1

125

1

Республика Корея
Россия

11
29

9120

16

19 843

Румыния

—

—

29
1

Словакия

4

1632

6

1

632

США

109

Тайвань
Украина

6
15
4

Мексика
Нидерланды
Пакистан

1729

! 7470

9

9998
2167

14

1729
2503
7470
9998
2167
2370

3
2
2
1
2

1360
449
425
12 990

16
29
1

19 843

6

1

2408
632

1

2408
632

100 246
| 4884

104

97 156

104

97 156

6

4884

4884

12 840

14

6
14

12 115

2656

4

2656

4

2656

56
4

58 493
1648

59
4

63 103

59

63 103

3182

5

5
5

2560
3182

10 032
1842

11
2

9432

11
2

9432

ЮАР

5
12
2

1648
3182

Япония

51

40 093

53

53

43 691

Всего в мире

435 1 344 275 1a g a J33 L J

Словения

j

Финляндия
Франция
Чешская Республика
Швейцария
Швеция

650

j 12 115

1842
43 691
349 074]
iHii пни—mi 1

'"i ' ч

439J

"капняшнавма

650

1842
352 121
=3
17

Бала;с1тсзм}я АЭС

-(№<{

Научно-rex пкч^ска я

Т а б л и ц а 1.2
Сравнительные показатели для стран, развивающих ядерную энергетику
i

Показатель
Доля ядерной энергети­
ки в общем производст­
ве электроэнергии,%

Фран
ция

Шве­
ция

Япо­
ния

Гер­
ма­
ния

77,7

42,0

32,0

30,0

Установленная электри­ 59 033 10 062 38 029 22 637
ческая мощность АЭС,
МВт

Вели­
кобри­
тания

США

Россия

26,3

22,0

12,2

11 909

98 784

19 843

Выбросы в атмосферу
ТЭС на угле при выра­
ботке, равной АЭС,
т/год на 1 чел.:
диоксид углерода
С02

5,6

6,74

1,5

1,8

1,28

2,56

0,7

оксиды серы SO ?

0,13

0,16

0,04

0,04

0,02

0,06

0,01

оксиды азота NOY

0,08

0,01

0,02

0,02

0,02

0,03

0,005

зола, не улавливае­
мая фильтрами

0,004

0,004

0,001

0,001

0,001

0,001

0,0006

шлаки

0,08

0,08

0,02

0,02

0,02

0,03

0,01

Радионуклиды*, Ки

13,7

15,1

3,4

3,9

2,8

5,8

1,75

уголь, млн т/год

104,6

20,3

56,5

44,2

21,6

195,3

65,3

нефть, млн т/год

83,2

16,1

44.9

34,2

17,2

155,3

40,3

природный газ, млрд
м3/год

64,8

11,04

44,2

24,3

15,0

117,0

36,8

кислород, млн т/год

108

18

72

40

25,2

191,0

36

16 443

3184

8872

6722

3394

30 684

11 098

Сохранение природных
ресурсов за счет работы
АЭС:

Сохранение жизнен­
ных пространств, га

* Данные по радиоактивным сбросам АЭС приведены в соответствующих параграфах.

ных веществ в окружающую среду на АЭС «Три-Майл-Айленд»
(США, PWR) и Чернобыльской АЭС (СССР, РБМК) потребовали пе­
ресмотра систем обеспечения безопасности АЭС и дополнительного
вложения капиталов в эти системы, что привело к дальнейшему рос­
ту цен и снижению конкурентоспособности АЭС.
18

Одновременно возникла политическая оппозиция в разных стра­
нах мира и широкомасштабное экологическое движение обществен­
ности, обеспокоенной проблемами АЭС, связанными с их безопасно­
стью и захоронением радиоактивных отходов. Все это привело
к застою в развитии ядерной энергетики в промышленно развитых
странах, имеющих достаточные резервы электрогенерирующих
мощностей, использующих ископаемое топливо.
Тем не менее в перспективе прогнозируется возрождение ядер­
ной энергетики. Эти прогнозы основаны на двух фундаментальных
обстоятельствах:
отсутствии энергетической независимости стран, лишенных соб­
ственных ресурсов органического топлива удовлетворительного
качества;
возрастании значения проблем, связанных с эмиссией парнико­
вых газов и глобальным потеплением климата.
Мировой опыт эксплуатации АЭС с реакторами разных типов по­
зволяет отдать предпочтение легководным реакторам, которые, ви­
димо, будут широко представлены в будущей ядерной энергетике.
Развитие широкомасштабной ядерной энергетики в русле назван­
ных выше фундаментальных обстоятельств потребует решения про­
блем, которые в настоящее время приковывают пристальное внима­
ние специалистов и общественности [4]:
потенциальная опасность аварий с большим экологическим
и экономическим ущербом. Возможность снять эти опасения под­
тверждается мировым опытом эксплуатации АЭС, который насчиты­
вает около 8000 реакторо-лет, из которых в течение примерно 5000
реакторо-лет не было крупных аварий после апреля 1986 г.;
накопление высокоактивных и долгоживущих отходов;
связь ядерной энергетики с опасностью распространения ядерно­
го оружия.
1.2. ЯДЕРНАЯ ЭНЕРГЕТИКА РАЗВИВАЮЩИХСЯ СТРАН

Современное состояние энергетики стран Азии подтверждает те­
зис о том, что она сопровождает экономику в ее динамике (положи­
тельной, отрицательной, нулевой). В настоящее время в странах
Азии происходит интенсивный экономический рост. Темп экономи­
ческого роста в мире в 1995 г. составлял 2,2 %, а в Азии — более 8 %
[5]. Объем экспорта из стран Азии возрос до 13,6 %, инвестиции воз­
росли в 10 раз по сравнению с началом 80-х годов. Параллельно про­
исходит увеличение населения: с 3,17 млрд чел. в 1990 г. до 3,7 млрд
чел. в 2000 г. и по прогнозам до 4,86 млрд чел. в 2025 году. К этому
времени ожидается, что примерно 60 % населения мира будет про­
живать в Азии. Этому процессу должны соответствовать темпы
19

Планируемые

Действующие

раЗВИТИЯ Энергетики,

КОТОрая

В 1995 Г.

обеспечивала примерно лишь 1/8 уровня
потребления энергии в промышленно раз­
витых странах Запада. Этим объясняется
повышенный интерес в азиатских странах
к ядерной энергетике.
В настоящее время Токийский центр
WANO (Всемирное объединение операто­
ров действующих АЭС) объединяет 33 АЭС,
Строящиеся
расположенные в шести странах, где рабо­
Рис. 1.2. Общее число ядер­ тают 82 энергоблока суммарной электриче­
ных энергоблоков в Азии
ской мощностью 61 826 МВт. Это составля­
ет примерно 17 % установленной мощности
АЭС всех стран мира — членов WANO. Структура ядерной энергетики
стран Азии (по данным на 2000 г.) представлена на рис. 1.2.
Общее количество действующих АЭС в странах Азии представле­
но в табл. 1.3.
Лидером в области ядерной энергетики в азиатском регионе и на
Дальнем Востоке является Япония. Она лидирует по общему числу
энергоблоков, по суммарной мощности ядерной энергетики, по доле
электроэнергии, вырабатываемой на АЭС, и по работам, связанным
с прогрессом в ядерной энергетике. Начиная с 1975 г. (первые энер­
гоблоки были введены в эксплуатацию в 1970 г. на АЭС «Михама»
и АЭС «Цуруга»), выполнены разносторонние исследования, связан­
ные с анализом и обобщением опыта строительства и эксплуатации
АЭС с легководными реакторами, оптимизацией ревизий и техниче­
ского обслуживания оборудования, усовершенствованием компоно­
вок, созданием корпоративных связей по всей технологической це­
почке разработки и создания АЭС. Все это дало повышение надеж­
ности и безопасности реакторов, позволило увеличить продолжи­
тельность эксплуатации оборудования, снизить дозы облучения об­
служивающего персонала. В результате наблюдалось ежегодное уве­
личение коэффициента использования установленной мощности
(КИУМ), который в 1995 г. превысил 80 %.
После двух известных крупных аварий на АЭС мира в Японии
большое внимание уделяется внедрению в практику эксплуатации
АЭС принципов культуры безопасности. Планы развития ядерной
энергетики в Японии предусматривают строительство еще двух про­
мышленных энергоблоков общей электрической мощностью (нетто)
1863 МВт.
В настоящее время потребление электроэнергии на 1 чел. в Ки­
тае составляет примерно 1 МВт • ч/год, в Республике Корея —
5 МВт • ч/год. Естественно ожидать, что в обозримом будущем в
Китае и других развивающихся странах Азии годовое потребление
20

Т а б л и ц а 1.3
Действующие промышленные АЭС в странах Азии по состоянию на 2000 г.

Страна
Япония

Тип
реактора

Число
энергоблоков

| Суммарная электрическая
мощность МВт

27

24 195

PWR

24

17 974

GCR

1

166

ABWR

1

1356

53

43 691

PWR

15

12312

PHWR

1

678

16

12 990

BWR

4

3242

PWR

2

1902

6

5144

BWP

2

313

PHWR

12

2190

14

2503

3

2167

3

2167

PHWR

1

125

PWR

1

300

2

425

BWR

Всего
Республика Корея
Всего
Тайвань
Всего
Индия
Всего
Китай

PWR

Всего
Пакистан
Всего

Г

электроэнергии достигнет уровня Республики Корея. За последние
10 лет в Китае производство электроэнергии увеличивалось в сред­
нем на 10 % в год и в будущем планируется рост электрогенерирующих мощностей на 16 ГВт ежегодно. В настоящее время в Китае
примерно 70 % электроэнергии производится на базе ископаемого
топлива, что вызывает большие транспортные потоки с углем, а так­
же загрязнение окружающей среды. Поэтому часть электрогенерирующих мощностей планируется строить на базе ядерной энергии.
Темпы развития ядерной энергетики в регионе восточной и юго-вос­
точной Азии весьма интенсивны. В Республике Корея в 1980 г. функ­
ционировал один ядерный реактор мощностью 600 МВт, а к настоя­
щему времени суммарная мощность ядерной энергетики возросла
примерно в 15 раз и до 2002 г. предполагалось ввести в эксплуата­
цию еще семь реакторов общей мощностью 6100 МВт. В Китае
21

в настоящее время на двух АЭС эксплуатируются три реактора об­
щей установленной мощностью 2278 МВт и находятся в строитель­
стве или подготовке к нему еще семь энергетических блоков общей
установленной мощностью 5568 МВт.

1.3. ЯДЕРНАЯ ЭНЕРГЕТИКА В РОССИИ
Ожидается, что в XXI веке энергетическая политика России будет
иметь несколько составляющих:
1) энергосбережение и снижение энергоемкости в промышленно­
сти и на транспорте;
2) опережающее развитие энергетических производств в дальне­
восточных и северных районах, где имеются богатые природные ре­
сурсы;
3) повышение эффективности использования топливно-энергети­
ческих ресурсов (ТЭР).
Структура топливно-энергетических ресурсов России представле­
на на рис. 1.3, откуда видно, что на нужды населения идет лишь
28 % первичных ресурсов, а на экспорт нефти и газа 32 %. При этом
собственные нужды (СН), потери и непроизводительные расходы
(энергоснабжение оборонных предприятий, госаппарата и т.д.) со­
ставляют 40 % [6].

Первичные ТЭР 100%
СН и потери в
электро- и
теплоэнергетике
11%

СН и Госнужды
13%

Использование в
электроэнергетике 38 %

Внутреннее
потребление 48 %

Потери и СН в
ТЭК 9%

Нужды населения 28 %
Косвенные
энергетические
услуги
(производство
потребительской
продукции) 16 %

Прямые
СНв
энергетические
промышленном
услуги (тепло, свет, производстве 7%
общественный
транспорт,
приготовление
пищи) 12 %

Рис. 1.3. Структура топливно-энергетических ресурсов России (ТЭК — топлив­
но-энергетический комплекс)

22

Ядерная энергетика весьма слабо связана с транспортом топлива,
поэтому она может эффективно использоваться для рассредоточения
электрогенерирующих мощностей по огромной территории России
и служить энергоснабжению отдаленных районов и регионов, пере­
насыщенных промышленными предприятиями и имеющих собст­
венные экологически неприемлемые сбросы.
В настоящее время в России в эксплуатации находятся 30 энерге­
тических блоков на десяти АЭС, общая установленная электриче­
ская мощность которых составляет более 22,2 ГВт. Структура ядер­
ной энергетики России представлена в табл. 1.4.
Показатели выработки электроэнергии на АЭС в составе единой
энергетической системы России по годам представлена на рис. 1.4.
В 1998 г. доля производства электроэнергии на АЭС в суммарной
выработке электроэнергии в России составила 12,8 %. При этом по
географическим регионам доля АЭС в общей выработке существен­
но различна [7]:
Европейская часть России — 26,6 %;
Центр —25,1 %;
Т а б л и ц а 1.4
Структура ядерной энергетики России

Наименование
АЭС

Тип энергетиче­
ского реактора

Количество
блоков

Установленная электри­
ческая мощность, МВт

Действующие
Белоярская

БН-600

1

600

Балаковская

ВВЭР-1000

4

4000

Нововоронежская

ВВЭР-440

2

880

ВВЭР-1000

1

1000

Курская

РБМК-1000

4

4000

Смоленская

РБМК-1000

3

3000

Калининская

ВВЭР-1000

2

2000

Ростовская
(Волгодонская)

ВВЭР-1000

1

1000

Ленинградская

РБМК-1000

4

4000

Кольская

ВВЭР-440

4 -

1760

Билибинская

ЭГП-6

4

48

Строящиеся
Калининская

ВВЭР-1000

1

1000

Курская

РБМК-1000

1

1000
23

1200

16

« 1000

15

a
14

к
s

s
н
о

u

с
0)

13

X
en
о

Ю
сз

a

1)
t^
ID
03

CQ
H

Ъ6
H

12

o

X
0)

О

ex

Ю

a
11

10
—.

ON
ON

CN
ON
ON

m

ON
ON

Tf
ON
ON

in
ON
ON

\o
ON
ON

r~-

ON
ON

oo
ON
ON

Рис. 1.4. Доля ядерной энергетики в Единой энергетической системе России:
О — выработка АЭС; Л — выработка ЕЭС; О — доля АЭС, %

Центрально-черноземный регион — 80 %;
Северо-запад — 36,6 %;
Кольский полуостров — 70 %;
Средняя Волга — 21,8 %;
Чукотский автономный округ — 60 %.
Интенсивность использования оборудования на АЭС характери­
зуется коэффициентом использования установленной мощности
(КИУМ). Он представляет собой отношение фактически выработан­
ного количества электроэнергии к тому количеству, которое было бы
выработано при работе АЭС в тот же период на номинальной мощ­
ности. В периоды осенне-зимних максимумов нагрузки на АЭС Рос­
сии КИУМ не снижался менее 70 % в течение последних 3 лет. Мак­
симальное годовое значение КИУМ — 75,5 % — было получено в
1988 г.
Надежность и безопасность АЭС характеризуется количеством
неплановых остановов реакторов. Динамика изменения этого показа­
теля по годам в сравнении с тем же показателем на АЭС мира пред­
ставлена на рис. 1.5, откуда видно, что после 1992 г. АЭС России ра­
ботают более надежно, чем в среднем в мире. При этом АЭС под­
тверждают свою репутацию наиболее чистого с точки зрения эколо­
гии способа производства электроэнергии, поскольку их радиоактив24

о
О
О
Г-

Я
Ж
О

gvg

о ё
2 ю
о

О
ЧО

ОО

Os

Г~~

ОО

(У\

©

.—I

rs|

Os

Os

Os

OS

Os

Os

ОО ОО ОО ON О**, С ^

Г

OS
OS

П

"

OS
Os

^

-

,

OS
OS

О

Ч

OS
Os

О

Г

os

-

OS

0

0

os

Os

Рис. 1.5. Динамика аварийных автоматических остановов реакторов из крити­
ческого состояния АЭС России и АЭС мира (по данным ВАО):
О — АЭС России; Л — АЭС мира

ные сбросы составляют дополнительную радиационную нагрузку на
людей в размере 2 % естественного радиационного фона.
Ответственной актуальной задачей ядерной энергетики России
является продление срока эксплуатации энергетических блоков пер­
вого поколения, в случае закрытия которых регионы Европейской
части России будут испытывать дефицит в энергоснабжении. Обос­
нованием путей решения такой задачи явятся научно-исследователь­
ские и проектно-конструкторские разработки, которые обеспечат со­
хранение высокой надежности и безопасности АЭС при работе за
пределами первичного проектного срока.
1.4. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ЯДЕРНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

Современная ядерная энергетика базируется на тепловых реакто­
рах, которые используют для деления нейтроны низких энергий. Это
обстоятельство ограничивает возможности ядерной энергетики в бу­
дущем. При суммарной мощности АЭС России 60 ГВт, которую пла­
нируется достичь к 2030 г., они будут обеспечены дешевым ядерным
топливом в течение 60 лет. Оценка мировых запасов природного
урана показывает, что на них нельзя базировать долговременное ус­
тойчивое развитие ядерной энергетики на тепловых реакторах.
Поэтому в будущем ядерная энергетика будет, по-видимому, ши­
роко использовать технологию реакторов на быстрых нейтронах
с замкнутым топливным циклом. В России имеется 20-летний опыт
вполне благополучной эксплуатации энергоблоков БН-350 и БН-600,
которые в настоящее время работают на Белоярской АЭС.
В долгосрочной перспективе (до 2030 г.) планируемый рост мощ­
ности АЭС представлен на рис. 1.6. Основными принципами разви­
тия ядерной энергетики в этот период будут следующие:
1) воспроизводство ядерного топлива при использовании на АЭС
быстрых реакторов;
25

РОССИЯ
необходимый темп
ввода
до 2,5 ГВт/год

1970

2020

Рис. 1.6. Планирование развития и воспроизводства мощностей ядерной энерге­
тики России до 2030 г.

2) создание и использование реакторов с внутренне присущей им
безопасностью (естественной безопасностью);
3) конкурентоспособность как по отношению к другим способам
производства электроэнергии, так и внутри сообщества атомных
электростанций.
Для реализации долгосрочной программы планируется ввести
в эксплуатацию к 2010 г. демонстрационный энергоблок БРЕСТ-300
как прототип АЭС нового класса с естественной безопасностью.
Кроме того, задача самообеспечения ядерной энергетики ядерным
топливом на основе его воспроизводства потребует создания соот­
ветствующего технологического производства, его оснастки и обо­
рудования для решения этой новой задачи.
В краткосрочной перспективе планы работ по развитию ядерной
энергетики до 2010 г. имеют две составляющие (рис. 1.7): модерни­
зация действующих энергоблоков АЭС с реакторами первого поколе­
ния и строительство новых энергоблоков.
Модернизация действующих в настоящее время энергоблоков
включает в себя:
продление срока службы оборудования сверх установленного
проектантами на первый период эксплуатации;
повышение коэффициента использования установленной мощности.
Продление срока службы осуществляется на основе тщательной
инспекции оборудования, проведения необходимых исследований,
испытания конструкционных материалов и анализа опыта эксплуата­
ции энергоблока. Один из основных вопросов при этом состоит
в оценке соотношения финансовых издержек на работы для обосно­
вания и обеспечения продления срока службы с одной стороны
и возможной выгоды от реализации дополнительно произведенной
электроэнергии с другой.
26

N, ГВт
40 •

Калинин - 4
Балаково -6

ВВОД В ДЕЙСТВИЕ

Курск - 6
Башкирия -1

Курск - 5
Балаково - 5

Калинин - 3
Ростов - 2

30 1

•о

20 4

МОДЕРНИЗАЦИЯ АЭС (блоки)Кольская -3; Ленинградская - 3,4;
Нововоронежская - 5, Курская - 3;
Смоленская - 1; Белоярская - 3

МОДЕРНИЗАЦИЯ АЭС (блоки):
Кольская -1,2, Ленинградская - 1,2;
Нововоронежская - 3,4; Курская - 1,2;
Билибинская - 1,2,3,4.
10
2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Рис. 1.7. Программа модернизации, продления срока эксплуатации действую­
щих и строительства новых мощностей ядерной энергетики до 2010 г.

Увеличение КИУМ на АЭС осуществляется за счет роста продол­
жительности топливной кампании (межперегрузочный период воз­
растает) и уменьшения продолжительности простоя оборудования
в связи с плановыми ремонтами. Эти основные составляющие повы­
шения КИУМ достигаются при:
совершенствовании системы технического обслуживания и ре­
монтов, что достигается также увеличением межремонтных перио­
дов, улучшением нормативно-технической документации, внедрени­
ем более совершенных обучающих ремонтных комплексов и систем
обеспечения качества технического и ремонтного обслуживания на
основе международных стандартов ISO 9000 и рекомендаций INSAG
«Культура безопасности»;
оптимизации режимов работы АЭС в энергосистемах, для чего
требуется обеспечить работу АЭС в режимах максимальных базовых
нагрузок;
оптимизации технологических режимов работы АЭС на основе
максимального внедрения АСУ и сокращения продолжительности
перегрузок ядерного топлива;
повышении эксплуатационной готовности АЭС за счет поддержа­
ния систем и оборудования АЭС постоянно в условиях соответствия
требованиям действующих норм и правил по безопасности;
совершенствовании физических и теплофизических характеристик
активных зон и ядерного топлива, а также оборудования машзалов;
улучшении системы управления АЭС.
27

Глава 2. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА
ЭНЕРГИИ НА ТЕПЛОВОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Под тепловой электростанцией понимают энергетическую уста­
новку, где тепловая энергия превращается в механическую энергию
вращения ротора турбины, а затем в электрическую. При этом при­
рода источника теплоты может быть любой. На традиционных теп­
ловых электростанциях энергоносителем является органическое то­
пливо, на геотермальных — тепловая энергия земных недр, на атом­
ных — внутриядерная энергия.
2.1. ПРЕОБРАЗОВАНИЕ ЭНЕРГИИ НА ТЕПЛОВОЙ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ, ИСПОЛЬЗУЮЩЕЙ ОРГАНИЧЕСКОЕ
ТОПЛИВО

Состав основного электрооборудования такой электростанции
представлен на рис. 2.1. В парогенераторе производится сжигание
органического топлива. Содержанием этого процесса является окис­
ление. При сжигании, например, углерода 6С по химической реак­
ции С + 0 2 —> С0 2 происходит окисление углерода (он отдает свои
электроны кислороду) и восстановление кислорода (он ассимилиру­
ет «чужие» электроны). При этом электронные оболочки обоих ато­
мов деформируются и находятся как бы в «возбужденном» состоя­
нии. Приобретают стабильное состояние они в объединенной моле­
куле С0 2 . Суммарный объем трех отдельных исходных атомов ока­
зывается больше, чем объем молекулы нового соединения. Умень­
шение объема исходных атомов, их «сжатие» сопровождается выдеРис. 2.1. Принципиальная схема
тепловой электростанции, исполь­
зующей органическое топливо:
/ — парогенератор; 2 — подача топ­
лива; 3 — паровая турбина; 4 —
электрогенератор; 5 — конденсатор
турбины; 6 — градирня; 7 — насос
циркуляционного контура охлажде­
ния конденсатора турбины; 8 — конденсатный насос; 9 — регенератив­
ные подогреватели низкого давле­
ния; 10 — деаэратор; 11 — питатель­
ный насос; 12 — регенеративные по­
догреватели высокого давления
28

Тепловая энергия |
|

1

Электрическая
энергия

Химическая
энергия

Механическая
энергия
Рис. 2.2. Схематическое изображение трансформации энергии на тепловой элек­
тростанции

лением «избыточной» энергии в виде тепловой и световой энергии.
Тепловой эффект экзотермической реакции горения, приведенной
выше, равен 393785 кДж/кмоль.
Таким путем происходит переход химической энергии, заключен­
ной в органическом топливе, в тепловую энергию, которая с помо­
щью оборудования электростанции преобразуется в конечном итоге
в электрическую энергию.
На рис. 2.2 представлена схема перехода одного вида энергии
в другой, отображающая преобразование энергии на тепловой элек­
тростанции. На современном этапе развития науки и техники чело­
вечество не нашло достаточно экономичного способа преобразовы­
вать химическую энергию в электрическую в промышленных мас­
штабах, но научилось в течение тысячелетий своего существования
в неуютных геофизических условиях планеты Земля преобразовы­
вать механическую энергию в тепловую (начиная с примитивных
способов добычи огня трением), затем химическую в тепловую (го­
рение). В конце XVIII века была изобретена паровая машина, где
осуществлялось превращение тепловой энергии в механическую.
В тот же период был найден способ превращения химической энер­
гии в электрическую (электрические батареи) и механической энер­
гии в электрическую (электрогенераторы). Итак, в арсенале цивили­
зации существуют прямые переходы энергий:
механическая — тепловая;
*
химическая — тепловая;
химическая — электрическая;
механическая — электрическая.
Однако и в настоящее время, в начале XXI века переход химиче­
ской энергии органического топлива в электрическую энергию осу­
ществляется через «посредников» — тепловую и механическую
энергии. При этом основным оборудованием по номенклатуре, мас29

се и количеству на тепловой электростанции является оборудование
посредников. Посредники имеют место на всех современных про­
мышленных тепловых электростанциях, независимо от используемо­
го ею источника теплоты.
Итак, на тепловой электростанции, использующей органическое
топливо, осуществляется цепочка преобразования энергии:
ХИМИЧЕСКАЯ ЭНЕРГИЯ -> ТЕПЛОВАЯ ЭНЕРГИЯ ->
МЕХАНИЧЕСКАЯ ЭНЕРГИЯ -> ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЭНЕРГИЯ.
2.2. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ЭНЕРГИИ
НА АТОМНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

На атомной электростанции в качестве энергоносителя использу­
ются природные вещества, ядра атомов которых способны при опре­
деленных условиях делиться с выделением энергии. Первичным ис­
точником энергии является внутриядерная энергия, которая высво­
бождается при делении ядер элементов, расположенных в конце пе­
риодической системы химических элементов (таблицы Менделеева).
Ядра этих элементов содержат много протонов и нейтронов, поэто­
му называются тяжелыми. Например, ядро урана-235, расположен­
ного в конце таблицы под номером 92 ( 92U) содержит 235 нукло­
нов, из которых 92 протона и 235 - 92 = 143 нейтрона.
Энергия связи нуклона в этом ядре примерно 7,5 МэВ. Для эле­
ментов, расположенных в средней части таблицы Менделеева эта ве­
личина существенно выше. Проникновение в ядро соответствующей
частицы, например, нейтрона, которая принесет энергию, равную
или больше энергии связи, может привести к распаду этого ядра.
235

При делении ядра 92U образуются осколки деления, которые пред­
ставляют собой радиоактивные ядра химических элементов, распо­
ложенных в средней части таблицы Менделеева. Ядра этих элемен­
тов, будучи положительно заряженными, как и вообще ядра всех хи­
мических элементов в природе, отталкиваются друг от друга под
действием кулоновских сил и разлетаются с высокой скоростью,
унося из точки деления энергию, рожденную при распаде, в виде ки­
нетической энергии.
Кроме этого, энергия деления уносится также и другими продук­
тами деления, как показано в табл. 2.1.
Как видно из табл. 2.1 одним из продуктов деления являются ней­
троны. Они вызывают последующий акт деления, что и является ос­
новой механизма осуществления самоподдерживающейся цепной
30

Табл и ца 2.1
Энергетический баланс акта деления ядра урана [8]

Продукты деления

Унос]лмая энергия, МэВ

166,0

Осколки деления (кинетическая энергия)
Нейтроны, испускаемые при делении (кинетическая
энергия)

4,9

Гамма-кванты (жесткие)

7,2

Электроны, испускаемые осколками деления (кинети­
ческая энергия)

9,0

Гамма-кванты осколков деления

7,2

Нейтрино, сопровождающие бета-распад

10

Всего

v Нейтрон
Uy

204,3

Гамма-излучение у
"""""
Нейтрон

Гаммаизлучение

Рис. 2.3. Схема цепной реакции деления в ядерном топливе

реакции деления ядерного топлива. Схема реализации такого про­
цесса в массе ядерного топлива представлена на рис. 2.3/
235

^38

Природный уран состоит из смеси изотопов 92U и " 92 U, причем
первого в естественной смеси 0,7 %, а второго соответственно
99,3 %. Их принципиальное отличие с точки зрения технологии
ядерной энергетики заключается в том, что 92U делится нейтрона­
ми низких энергий (их энергии, а следовательно, скорости переме31

щения близки к скоростям теплового движения атомов в веществе,
поэтому такие нейтроны называются тепловыми (или медленными).
Ядерные реакторы, использующие в реакциях деления в основ­
ном медленные нейтроны, называются тепловыми. Однако одновре238

менно в процессе принимает участие и 92U и он тоже может испы­
тывать деление, но энергия набегающих нейтронов при этом должна
235

быть гораздо выше, чем для 9 2 U. Такие ядерные реакторы, где спе­
циально организуется деление урана-238, называются быстрыми.
Если нейтрон поглощен ядром урана-238, но деления не происходит,
то образуется плутоний-239, который может быть в дальнейшем ис­
пользован как топливо в тепловых реакторах. Большинство дейст­
вующих в настоящее время в мире атомных электростанций работа­
ет на тепловых реакторах.
Принципиальным отличием способа получения энергии на атом­
ной электростанции от тепловой, использующей органическое топ­
ливо, является то, что процесс горения на традиционной электро­
станции затрагивает лишь электронные оболочки взаимодействую­
щих атомов, а на атомной электростанции генерация энергии проис­
ходит на уровне ядер атомов. Это, конечно, совершенно иной, более
высокий уровень техники и требует соответствующих более глубо­
ких инженерных решений и более высокой организации технологи­
ческих процессов на электростанции. Но соответственно и количест­
во получаемой при этом энергии намного больше: 1 т ядерного топ­
лива эквивалентна 84 • 103 т угля или 78 • 106 л нефти.
Принципиальная технологическая схема атомной электростанции
(АЭС) представлена на рис. 2.4. Из рис. 2.4 видно, что по составу ос­
новного оборудования атомную электростанцию можно как бы раз­
делить на две части: реакторная часть (7—4) и турбогенераторная
часть (5—14). В реакторной части генерируется тепловая энергия,
которая в турбогенераторной части превращается в механическую,
а затем в электрическую энергию. Турбогенераторная часть АЭС
по составу оборудования идентична обычной традиционной тепло­
вой электростанции (см. рис. 2.1). Однако это не означает, что это
оборудование идентично и по конструкции. Реакторная часть АЭС
принципиально отличается от обычной тепловой электростанции.
Цепочка преобразования энергии на АЭС соответственно пред­
ставляется следующей последовательностью:
внутриядерная энергия —> кинетическая энергия продуктов деле­
ния ядер ядерного топлива —> тепловая энергия тепловыделяющих
элементов —> тепловая энергия циркулирующей по реакторному
контуру охлаждающей среды (теплоносителя) —» тепловая энергия
32

Рис. 2.4. Принципиальная технологическая схема атомной электростанции:
1 — ядерный генератор; 2 — компенсатор давления; 3 — парогенератор; 4 — глав­
ный циркуляционный насос реакторного контура; 5 — паровая турбина; 6 — элек­
трогенератор; 7 — градирня; 8 — циркуляционный насос контура охлаждения кон­
денсатора турбины; 9 — конденсатор турбины; 10 — конденсатный насос; 11 — ре­
генеративные подогреватели низкого давления; 12 — деаэратор; 13 — питательный
насос; 14 — регенеративные подогреватели высокого давления

охлаждающей среды паротурбинного контура (рабочего тела) —>
механическая энергия вращения ротора турбины —> электрическая
энергия.
2.3. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ЦИКЛЫ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ
НА ПАРОВОДЯНЫХ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

Электростанции, использующие и органическое, и ядерное топ­
ливо, являются тепловыми электростанциями, поскольку их ключе­
вое звено — превращение тепловой энергии в механическую, затем
в электрическую, в чем и заключается их потребительская ценность.
Тепловые электростанции — разновидность теплового двигателя.
Тепловым двигателем называется инженерно-техническое устройст­
во, где теплота превращается в работу в результате непрерывной
реализации круговых термодинамических процессов (циклов). Ве­
щество, с помощью которого осуществляются циклы и получают ра­
боту, называется рабочим телом.
Для замкнутого термодинамического цикла рабочего тела первый
закон термодинамики записывается следующим образом:
где Q — теплота, подведенная к рабочему телу извне; L — работа, про­
изведенная рабочим телом; U — внутренняя энергия рабочего тела.
33

Внутренняя энергия является функцией состояния рабочего тела
и, поскольку после завершения кругового процесса рабочее тело воз­
вращается в исходное состояние,
<jdU=0, aCjdQ=C]dL
или Q = L, что находится в полном соответствии с законом сохране­
ния и превращения энергии, утверждаемым первым законом термо­
динамики.
В термодинамическом цикле на одних его участках теплота под­
водится извне, на других отводится вовне, что является непремен­
ным условием его реализации в любом тепловом двигателе.
Если всю подведенную в цикле теплоту обозначить через Qx,
а всю отведенную — через Q2, то теплота, превращенная в работу,
Q = Q\ - Q2 и соответственно работа L = Qx- Q2.
Отношение количества полученной в цикле работы L к полному
количеству подведенной теплоты Qx называется термическим коэф­
фициентом полезного действия (КПД) цикла и обозначается rj/ [9]:

или, учитывая изложенное выше
Q\ ~ Q2

Л,= - ^

Г

или

Qi
1 1 г

=1--.

В расчете на 1 кг рабочего тела (удельные работа и теплота обо­
значаются соответственно малыми буквами / и q)
I

Л

Я2

л = — или л , = 1 - — .
Я\

Я\

Термический КПД характеризует степень совершенства термоди­
намического цикла: если в разных циклах (обозначим их 7 и 2) под­
водится одинаковое количество теплоты qx(q\n\ = Я\п\)-> и П Р И этом
^/(1) > Л/(2)' т о э т о означает, что в цикле /
совершается большая работа, чем в цик­
ле 2. Рабочее тело способно совершить
""
X?
работу, если оно находится в неравно\
весном состоянии. Содержанием термо\^
)2
динамического процесса является переь
i
ход системы из состояния 1 в состояние
!
*- 2 (рис. 2.5). Если прямой процесс проте­
кает по линии 1—а—2, то возврат систеРис. 2.5. Графическая иллюст- мы в состояние 1 должен протекать по
рация коэффициента полезно- пути 2—Ъ—7, чтобы была совершена раго действия
34

бота. Площадь под кривой подвода теплоты 1—а—2 (площадь
1а2341) отображает подведенную от теплоотдатчика к рабочему те­
лу теплоту qv Площадь под кривой 2—Ъ—1 (площадь 2341Ь2) ото­
бражает отведенную от рабочего тела к теплоприемнику теплоту q2.
Разность между ними qx—q2 отображает полученную в термодина­
мическом цикле работу (площадь, ограниченную кривыми 1—а—2 и
2—b—L
Процессы являются обратимыми, если при их осуществлении
в прямом и обратном направлениях термодинамическая система ока­
зывается в исходном состоянии, иначе говоря, в окружающей среде
не происходит никаких изменений. При протекании необратимых
процессов термодинамическая система не возвращается в исходное
состояние, а чтобы ее вернуть в это состояние, следует затратить до­
полнительную работу.
Примером обратимого термодинамического цикла является цикл
Карно (рис. 2.6, а), состоящий из двух изотерм при Тх и Т2 и двух
адиабат со значениями энтропии S{ и S2. Подвод теплоты происходит
в изотермическом процессе при температуре Т{, а отвод также в изо­
термическом процессе при температуре Т2. Термический КПД цикла
Карно, согласно определению, может быть выражен, пользуясь
рис. 2.6, а, следующим образом

T^-SJ-T^-SJ (T.-^^-S,)
Я

T{(S2-S{)

TAS.-S.)

7\

В заданном интервале температур цикл Карно имеет максималь­
ный термический КПД, потому является эталоном, с которым целет

1

/

т, \/

АТ\

2

к

\

т,\-

г /4
1

• \\

3
1

1

а)

\
•

б)

Рис. 2.6. ЦИКЛ Карно на влажном паре (а) и простейшая схема паросиловой ус­
тановки, на которой реализуется цикл Карно (б):
1 — парогенератор; 2 — паровая турбина; 3 — электрогенератор; 4 — конденсатор
турбины; 5 — насос (нагнетатель)
35

сообразно сопоставлять эффективность любого цикла, который осу­
ществляется в том же интервале температур. Такое сопоставление
может осуществляться графически по степени заполнения произ­
вольным циклом площади, которая отображает в TS-диаграмме соот­
ветствующий цикл Карно, реализуемый в интервале максимальной
и минимальной температур произвольного цикла. Чем выше коэф­
фициент заполнения этой площади, тем более совершенен рассмат­
риваемый произвольный цикл. Сопоставление может также происхо­
дить по сравнению средних температур подвода и отвода теплоты в
произвольном цикле с температурами Тх и Т2 в соответствующем
цикле Карно.
Реальные термодинамические циклы теплосиловых установок от­
личаются от обратимых циклов той или иной степенью необратимо­
сти. Принято термин термический КПД (ц{) относить к обратимому
циклу, а соответствующая величина для реального необратимого
цикла называется внутренним КПД цикла (г]7).
В принятых раннее обозначениях внутренний КПД цикла может
быть выражен
Л/

—

'действ^ Я\ •>

где /действ — работа, полученная в реальном цикле.
Домножив эту дробь на единицу в форме / обр // обр , где /обр — ра­
бота, полученная в обратимом цикле.
В том же диапазоне температур Тх и Т2 получим
действ обр
Л / = "7
— =Ло/Л/'обр

Ч\

Здесь rj0/ = /действ ^обр — внутренний относительный КПД цикла,
который показывает насколько действительный цикл хуже, чем обра­
тимый. Отсюда видно также, что внутренний КПД отличается от от­
носительного на значение термического КПД цикла rj r Внутренний
относительный КПД г|0/ учитывает, в частности, потери на трение,
которые испытывает рабочее тело в процессе преобразования тепло­
вой энергии в механическую. Другими словами г]0/ характеризует со­
вершенство проточной части паровой турбины. Кроме этих потерь
существуют еще потери, обусловленные необратимостью тепловых,
механических и электрических потерь в разных частях теплосиловой
установки, например, потери на трение в подшипниках вращающих­
ся механизмов, потери теплоты в паропроводах, электрические поте36

ри в электрогенераторе и т.п. С учетом этих потерь можно характери­
зовать эффективность теплосиловой установки в целом.
При практических расчетах удобно выделять результативность
работы различных частей теплосиловой установки. В частности ме­
ханические потери включают в себя потери теплоты в опорных
и упорных подшипниках, на привод масляного насоса, который пу­
тем подачи масла к трущимся поверхностям турбины снижает поте­
ри на трение, на обеспечение работы маслосистем регулирования
турбины. Значение этих потерь определяет механический КПД тур­
бины. Он представляет собой отношение работы /м, которую турби­
на передает жестко соединенному с ней электрогенератору, к работе
пара в турбине /т:
Отношение той же работы /м к количеству подведенной в цикле
теплоты qx даст значение абсолютного эффективного КПД турбоустановки:
После несложных преобразований получим
'м

'т

'т Ч\

Учитывая, что в электрогенераторе также происходят механиче­
ские и электрические потери, введем величину /э, которая описывает
работу, переданную внешнему потребителю. Отношение / э // м может
служить значением КПД электрогенератора rj r , который учитывает
потери в электрогенераторе. Если работу /э отнести к теплоте q{, то
получим некую величину т|э, которая называется абсолютным элек­
трическим КПД турбогенераторной установки:
'э
Лэ = Г-

ИЛИ

'э 'м
Лэ = Г Г

= Т1

гЛе

=

ЛгЛмЛо/Лг-

Нетрудно заметить, что не только внутренний относительный
КПД турбины, а все относительные КПД отличаются от абсолютных
КПД на значение термического КПД цикла г|/.
При использовании Н 2 0 рабочим телом цикла Карно является
влажный пар. Это снижает его экономичность при практическом осу­
ществлении. Поток влажного пара представляет собой механическую
смесь сухого насыщенного пара и взвешенных в нем капелек влаги.
Последнее обстоятельство усложняет эксплуатацию тепломеханиче­
ского оборудования, в частности турбины (участок 2—3 на рис. 2.6, а)
37

и нагнетателя (5 на рис. 2.6, б, участок 4—/ на рис. 2.6, а). Цикл Карно
на влажном паре при практической его реализации представлен (разу­
меется, качественно) на рис. 2.7.
Из рис. 2.7 видно, что изменяется конфигурация цикла Карно
вследствие трения при расширении пара в турбине и сжатии влаж­
ного пара в нагнетателе. Разность энтропии 52—S{ отражает рост эн­
тропии пара из-за трения при его расширении в турбине, а разность
S4—S3 — увеличение по той же причине энтропии пара при его сжа­
тии в нагнетателе. В результате этого при использовании влажного
пара в качестве рабочего тела в цикле Карно при реальных условиях
эксплуатации происходит снижение внутреннего относительного
КПД г|0/ и внутреннего абсолютного КПД г\г
Весьма существенно и то, что нагнетатель в этих условиях рабо­
тает на среде с большими удельными объемами (двухфазная среда
при низком давлении) и потому имеет чрезмерные габариты и по­
требляет много энергии.
Усовершенствование работы паросилового оборудования осуще­
ствляется при использовании цикла Ренкина, где конденсация пара
по линии 3—4 (см. рис. 2.6, а) осуществляется не частичная, как
в цикле Карно, а полная, до левой пограничной кривой (рис. 2.8).
При этом в процессе 4—5 сжатию рабочего тела в нагнетателе от
давления Р2 (соответствующего температуре конденсации Т2) до
давления Р1 (соответствующего температуре кипения Т{) подлежит
не влажный пар, а вода. Сжимаемость воды в технических расчетах
может быть принята равной нулю, следовательно, и работа для ее
сжатия пренебрежимо мала по сравнению с работой сжатия влажно­
го пара (для сжатия воды от давления Р2 = 3,1 кПа (0,032 кгс/см2) до
Р{ = 4903 кПа (50,0 кгс/см2) требуется затратить 4,9 кДж/кг работы,
т

Ч\

11

г

1
Г
ср1

Т

2

Рис. 2.7. Практическая реализация цик­
ла Карно на влажном паре
38

'

\1

1

2

Чх

-^Л

-*2

W

У 4

l

*

\

ь

3

Рис. 2.8. Г, ^-диаграмма цикла Ренки­
на на насыщенном паре

а для сжатия пара в тех же пределах по давлению требуется работа
5380 кДж/кг). Этому соответствует малый отрезок 4—5 на TS-диаграмме (рис. 2.8), так как в области жидкости изобары в TS-диаграмме проходят очень близко друг к другу. При адиабатическом сжатии
воды из состояния ps = 3,1 кПа до давления 29 400 кПа ее темпера­
тура возрастает менее, чем на 1°С. Поэтому допустимо при изобра­
жении цикла Ренкина в TS-диаграмме изображать изобары в области
жидкости совпадающими с левой пограничной кривой.
Следует ожидать, что тепловая экономичность (значение г|,) цик­
ла Ренкина будет меньше, чем в обратимом цикле Карно, поскольку
средняя температура подвода теплоты снижается за счет подвода те­
плоты не только при температуре Т{ (как в цикле Карно), но и в про­
цессе 4—5—1 в диапазоне температур от Т2 до Tv Но с учетом усло­
вий реального протекания процесса, в цикле Карно (см. рис. 2.7),
также можно ожидать некоторого снижения тепловой экономично­
сти за счет потерь на трение. При этом в цикле Ренкина возникает
дополнительное преимущество при меньшем влиянии необратимо­
сти процесса 4—5 сжатия воды по сравнению с процессом 4—1 сжа­
тия влажного пара. Суммарная экономичность цикла Ренкина также
выигрывает с учетом удешевления стоимостей оборудования, поме­
щений и эксплуатации при замене компрессора влажного пара (про­
цесс 4—1 на рис. 2.7) на насос для нагнетания воды (процесс 4—5
на рис. 2.8).
Для повышения температуры подвода теплоты в цикле Ренкина
используется перегрев пара. Это осуществляется в специальном эле­
менте парогенераторной установки — пароперегревателе, куда по­
ступает пар из парогенератора при температуре насыщения и где пар
нагревается до температуры Гп, существенно превышающей темпе­
ратуру насыщения (рис. 2.9).
Повышение начальной темпе­
Р\ = const
ратуры цикла за счет перегре­
ва пара позволяет поднять
среднюю температуру подвода
теплоты в цикле (подвод теп­
лоты происходит в процессе
5—1—2 в диапазоне тем­
ператур от Т5 до Тп) и несколь­
ко скомпенсировать снижение
температуры подвода теплоты
в цикле Ренкина на насыщен­
ном паре по сравнению с цик­
лом КарНО. На рис. 2.9 показа- Рис. 2.9. Цикл Ренкина на перегретом паре
39

но также, что процесс расширения пара в турбине 2—3 заканчивается
в двухфазной области вблизи правой пограничной кривой, что указы­
вает на возможность достижения конечной влажности пара более
низких значений, чем в циклах Карно и Ренкина на насыщенном па­
ре. Это обстоятельство весьма существенно для обеспечения надеж­
ной работы лопаток последних ступеней турбины. Одновременно это
повышает экономичность за счет увеличения значения внутренних
КПД турбины и цикла (на рост r[f влияет также увеличение r\t в связи
с повышением средней температуры подвода теплоты в цикле с пе­
регревом пара).
2.4. ВЛИЯНИЕ ПАРАМЕТРОВ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОГО ЦИКЛА
НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ЭНЕРГИИ

Из выражения для термического КПД г\{ = (Т{ - Т2)/Т{ очевидно,
что его значение зависит от начальных и конечных параметров рабо­
чего тела в термодинамическом цикле (в графической интерпрета­
ции это определяет площадь, отображающую получаемую полезную
работу).
В цикле Ренкина термический КПД возрастает при повышении
начальных значений давления Р1 и температуры Тх и понижении ко­
нечных значений Р2 и Т2. При использовании перегрева пара возрас­
тает средняя температура подвода теплоты Т1 и соответственно уве­
личивается термический КПД цикла.
На рис. 2.10 приведена зависимость r\t от температуры перегрето­
го пара Тп, откуда видно, что расчетное значение r\t может быть по­
вышено примерно на 3,5 % при увеличении температуры перегрето­
го пара от 450 до 650 °С. Расчет выполнен при начальном давлении
пара 16 670 кПа (170 кгс /см2) и давлении пара в конденсаторе 4 кПа
(0,04 кгс/см2) [9].
Однако при росте Тп требуется замена конструкционного мате­
риала пароперегревателя на более дорогой и дефицитный — низко­
легированной стали перлитного класса на нержавеющую жаропроч­
ную высоколегированную сталь аустенитного класса, что приводит к
росту капитальных затрат на пароперегреватели, паропроводы
и арматуру. Кроме того, такая замена материала требует повышения
контроля за условиями эксплуатации этого материала (количеством
и составом примесей рабочего тела, температурными изменениями
геометрии конструкций и т.п.). В настоящее время температура пере­
гретого пара на действующих тепловых электростанциях, как
правило, не превышает 540—560 °С.
40

0,47

0,47

0,46

0,46

0,45

0,45

0,44

0,44

0,43

0,43
450

500

550

600

т °с

Рис. 2.10. Зависимость термического
КПД цикла Ренкина от температуры
перегретого пара

V

10

15

20

25

Pj, МПа

Рис. 2.11. Зависимость термического КПД
цикла Ренкина от начального давления

Средняя температура подвода теплоты в термодинамическом
цикле повышается также при росте начального давления рабочего
тела Рх при постоянной начальной температуре, что естественно вы­
ражается в росте термического КПД цикла (рис. 2.11). Расчет выпол­
нен для цикла Ренкина при Ти = 550 °С и при давлении конденсации
Р2 = 4 кПа (0,04 кгс/см2). При увеличении начального давления при
постоянной температуре рабочего тела влажность пара на выходе
из последней ступени турбины возрастает, что осложняет работу
этой ступени и накладывает ограничение на возможность повыше­
ния единичной мощности турбин, так как с увеличением единичной
мощности растет длина лопаток последней ступени турбины, что
в условиях повышенной влажности снижает ее надежность и во всех
случаях приводит к уменьшению внутреннего КПД.
На рост термического КПД оказывает влияние не только повыше­
ние начальных параметров рабочего тела, но и снижение конечных
параметров Р2 и Т2. Снижение Р2 может быть достигнуто снижением
температуры конденсации пара Т2, поскольку в двухфазной области
между этими величинами существует однозначная связь. Температу­
ра конденсации определяется температурой охлаждающей воды, про­
текающей внутри трубок теплообменной поверхности конденсатора.
Возможности повышения r\t при снижении давления Р2 представ­
лены на рис. 2.12 [10], откуда видно, что снижение давления конден­
сации пара с 4 до 3 кПа дает рост т|/ на 2 %. При этом необходимо
учитывать, что при постоянном массовом расходе пара через турби­
ну уменьшение Р2 ставит ряд проблем, которые возникают в связи
41

с ростом удельных объемов пара в со­
ответствии с уменьшением давления в
3,0
конденсаторе:
1) необходимость увеличения про­
ходных сечений на последних ступе­
нях турбины при сохранении скорости
пара в направляющем и лопаточном
аппаратах турбины;
2) для увеличения проходных сече­
ний — необходимость увеличения вы­
соты лопаток последних ступеней тур­
бины, что ставит под вопрос надеж­
ность их работы, особенно учитывая
высокую влажность пара в этой части
5 Р2, мпа турбины, работающей на насыщенном
паре (у < 0,14);
Рис. 2.12. Влияние конечного
3) отказ от увеличения проходного
давления в цикле Р2 на тепло­
вую экономичность тепловой сечения приводит к росту скорости па­
электростанции, работающей на ра на последних ступенях турбины и
насыщенном паре
снижению значений г|0/ и г^. и потере
тепловой экономичности. При этом од­
новременно возрастает скорость выхода пара из турбины в конденса­
тор и соответственно тепловая потеря с кинетической энергией пото­
ка пара.
Есть и еще одно обстоятельство, препятствующее неоптимально­
му снижению давления в конденсаторе. Давление в конденсаторе оп­
ределяется температурой конденсации, которая устанавливается в
зависимости от температуры охлаждающей воды и температурного
напора на теплообменной поверхности конденсатора. Так давлению
в конденсаторе 4,0 кПа соответствует температура насыщения (кон­
денсации) 28,6 °С, давлению 3,0 кПа — 23,8 °С, давлению 2 кПа —
17,2 °С. Охлаждающей водой в конденсаторе является вода естест­
венных или искусственных водоемов и ее температура зависит
от метеоусловий в районе расположения электростанции и поэтому
оказывается жестко заданной природой. В общем эта температура
изменяется от 0 до 30 °С. В связи с этим, чем ниже желаемая темпе­
ратура конденсации, тем меньше будет температурный напор при
отводе теплоты от поверхности конденсации. А это в свою очередь
приведет к увеличению теплообменной поверхности конденсатора.
Таким образом, конечное давление в цикле подлежит обоснованию
технико-экономическими расчетами. Чаще всего оно находится
в пределах 3,3— 4,5 кПа.
ЛПГ^-О^кПа

42

2.5. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ЦИКЛЫ АТОМНЫХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Использование внутриядерной энергии, как энергоносителя, по­
рождает ряд особенностей атомных электростанций в сравнении с
электростанциями на органическом топливе.
При сжигании органического топлива достигаются температуры
газовых продуктов сгорания 900—1200 °С. Внутри топливного эле­
мента ядерного реактора температура значительно выше. Однако ус­
ловия безопасной эксплуатации АЭС требуют заключения ядерного
топлива в металлическую оболочку. По условиям безопасности и эко­
номичности АЭС температура на поверхности оболочки не должна
быть выше 360 °С для водо-водяных реакторов. С учетом этого и дру­
гих дополнительных условий определяются параметры теплоносите­
ля. Водный теплоноситель-замедлитель в реакторах ВВЭР-1000 имеет
на входе в реактор температуру 290 °С. Нагрев его в реакторе состав­
ляет 33 °С. По условию предотвращения кипения давление теплоно­
сителя в реакторе поддерживается на уровне 16 МПа. Таким образом
на выходе из реактора теплоноситель имеет температуру 323 °С. Все
вещества, которые могут принимать участие в передаче теплоты
в процессе преобразования тепловой энергии в механическую, а затем
электрическую энергии, могут иметь температуру только ниже ука­
занной. Это обстоятельство предопределяет отсутствие возможности
реализовать пароводяной термодинамический цикл рабочего тела со
сколько-нибудь существенным начальным перегревом пара.
На рис. 2.13 представлена зависимость термического КПД цикла
Ренкина на насыщенном паре от его начального давления перед тур­
биной [11], откуда видно, что указанная выше температура теплоно­
сителя на выходе из реактора ВВЭР-1000 может обеспечить давле­
ние насыщенного пара примерно 6,4 МПа (ts = 278 °С), что близко
к давлению, соответствующему максимальному значению термиче­
ского КПД.
Рассмотрение двух парово­
дяных циклов на насыщенном л %
паре (рис. 2.14), а именно уме­
ренного давления 1—2—3—4—
5—1 и цикла повышенного дав­
ления Г—2'—3'—4—5'—Г (дав­
ление и температура конденса- 25
ции одинаковы) показывает,
о
5
ю
15 /^мпа
ЧТО п о в ы ш е н и е д а в л е н и я При Р и с . 2 Л З . Зависимость терминег е н е р а ц и и п а р а ( п р о ц е с с Г— ского КПД цикла Ренкина на насыщен2') ПРИВОДИТ К более ВЫСОКОЙ ном паре от начального давления
43

Рис. 2.14. Влияние повышения давления
в пароводяном цикле насыщенного пара
на его конфигурацию

Рис. 2.15. Термодинамический цикл Ренкина, применяемый на АЭС с турбинами
насыщенного пара и промежуточными
сепарацией влаги и перегревом пара

его влажности по окончании процесса расширения пара в турбине
(процесс 2'—3') (точка У при повышенном давлении пара по сравне­
нию с точкой 3 при его умеренном давлении). Точка 3 расположена
ближе к правой пограничной кривой, соответствующей нулевой
влажности. Повышенная влажность пара в турбине снижает значе­
ние внутреннего относительного КПД турбины. Кроме того повы­
шенная влажность пара на последних ступенях турбины, где высота
лопаток максимальна, приводит к повышенному эрозионному изно­
су направляющего и лопаточного аппарата турбины, что, в свою оче­
редь, снижает надежность их работы.
Однако и при умеренном начальном давлении в цикле насыщен­
ного пара требуется принятие мер для контроля влажности пара
с целью обеспечения расчетного временного ресурса работы обору­
дования. Если не принять таких мер, то конечная влажность может
достичь 24 %. Для снижения влажности пара в турбине в процессе
расширения пара применяют промежуточную сепарацию влаги с по­
следующим перегревом пара.
Соответствующий термодинамический цикл для такого решения,
которое является общепринятым для АЭС, представлен на рис. 2.15.
В этом случае турбина состоит из двух частей — цилиндр высокого
(или среднего) давления — ЦВД и цилиндр низкого давления —
ЦНД. Пар из парогенератора поступает в ЦВД и срабатывает там
частично свой тепловой потенциал — процесс 2—3 на рис. 2.15. За­
тем пар выводится из турбины и поступает в сепаратор влаги, где ос­
вобождается от нее — процесс 3—4 — и поступает в паро-паровой
перегреватель, где в изобарическом процессе повышается его темпе­
ратура (процесс 4—5). После этого осушенный и перегретый пар
44

возвращается в турбину, где продолжает срабатывать свой тепловой
потенциал (процесс 5—6). Нетрудно заметить, что если бы процесс
в турбине продолжался до конца по линии 2—3, то он закончился бы
в точке 3\ т.е. в области гораздо большей влажности пара, что ухуд­
шило бы работу всей турбины в целом и выходных ступеней в осо­
бенности.
Простейшая принципиальная схема АЭС с турбоустановкой на
насыщенном паре, промежуточной сепарацией влаги и одноступен­
чатым перегревом пара представлена на рис. 2.16. Из него видно, что
перегрев пара осуществляется паром, который отбирается на выходе
из парогенератора, где имеет параметры наивысшие в цикле рабоче­
го тела. Влага, отделившаяся в сепараторе, и конденсат греющего
пара из пароперегревателей поступают в соответствии с технологи­
ческой схемой паротурбинной установки в питательную магистраль
парогенератора. Поскольку перегрев осуществляется паром
из парогенератора, максимальная температура перегреваемого пара
будет ниже температуры греющего пара на 15—40 °С.
Однако применение промежуточного перегрева пара в турбинах
насыщенного пара на АЭС позволяет достичь следующих положи­
тельных результатов:
5

6

Fwtt,и

N

т

/ .

-?

10

Рис. 2.16. Простейшая принципиальная схема АЭС с реактором ВВЭР-1000 и
турбиной на насыщенном паре с промежуточным сепаратором влаги и паро-паровым перегревателем:
1 — реактор; 2 — парогенератор; 3 — ГЦН; 4 — ЦВД турбины; 5 — сепаратор вла­
ги; 6 — промежуточный пароперегреватель; 7 — ЦНД турбины; 8 — электрогенера­
тор; 9 — конденсатор турбины; 10 — питательный насос; 11 — сборный паровой
коллектор парогенератора
45

1) уменьшить значение средней влажности пара по мере сниже­
ния его параметров при работе в турбине, что позволяет повысить
среднее значение внутреннего относительного КПД г|0/ турбины;
2) увеличить суммарный теплоперепад, срабатываемый в турби­
не (суммарное теплопадение в процессах 2—3 и 5—6 на рис. 2.15
больше, чем в процессе 2—3' без перегрева). Это позволяет полу­
чить большую мощность с одной турбогенераторной установки;
3) обеспечить надежную работу выходных ступеней турбины
большой единичной мощности при глубоком расширении пара и со­
ответственно большой высоте лопаток.
На современных АЭС осуществляется двухступенчатый перегрев
пара в комбинированном аппарате сепараторе-пароперегревателе
(СПП), расположенном вне турбины между ЦВД и ЦНД турбины.
В пароперегревателе I ступени греющей средой является пар из от­
бора турбины СРотб ~ (0,3—0,5)Р0) [12], а на II ступени — свежий
пар после парогенератора (рис. 2.17). Давление после ЦВД (на входе
СПП) называется разделительным давлением. Его выбор осуществ­
ляется на основе технико-экономических расчетов по минимуму рас­
четных затрат и составляет в турбинах насыщенного пара Рх
разд
= (0,05—0,15)Р0 [13].

у-Л—Z

ту
7

8

Рис. 2.17. Схема включения турбинного сепаратора-пароперегревателя в техно­
логическую схему АЭС:
I — сборный выходной коллектор парогенератора; 2 — линия острого пара на тур­
бину; 3 — линия острого пара на промежуточный перегреватель II ступени; 4 — ли­
ния первого отбора пара из турбины на промежуточный перегреватель I ступени;
5 — ЦВД турбины; 6 — сепаратор; 7, 8 — промежуточный пароперегреватель I и
II ступени; 9 — линия подачи перегретого пара на ЦНД; 10 — ЦНД турбины
46

Рассмотрим показатели тепловой экономичности для цикла Ренкина на насыщенном паре. Подвод и отвод теплоты в этом цикле проис­
ходит по изобарам, а в этом процессе количество подведенной (или
отведенной) тепла определяется как разность энтальпий рабочего те­
ла в начале и в конце процесса. В соответствии с этим для цикла Ренкина (см. рис. 2.8) можно записать ql = h2- h5, a q2 = А3 ~ ^4При расчетах тепловой экономичности паротурбинной установки
удобно изображать реальный процесс расширения пара в турбине
в А, S-диаграмме (рис. 2.18). Разность начальной 1 и конечной 2 эн­
тальпий в изоэнтропийном процессе расширения пара в турбине 1—
2 (S = const) На = /z0 - /?к а называют располагаемым теплоперепадом турбины. В соответствии с изложенным раннее термический
КПД такого цикла будет

h

0~hn.*

Ч\

или, пренебрегая работой сжатия в питательном насосе (Апв ~ h'K)
Я,

(h0-Ю-(К,'К)

Н

h-K*

г
t

'

к
Q~ K
0~К
Q~K
где h0 — энтальпия сухого пара после парогенератора при t = ts\
энтальпия питательной воды, поступающей в парогенератор;
п.в
энтальпия пара на выходе из турбины при адиабатическом
h

h

h

к.а

"а=А0-Ака

Рис. 2.18. Изображение в Л, 5-диаграмме процесса расширения насыщенного па­
ра в турбине
47

(изоэнтропийном) процессе расширения; h'K — энтальпия конденсата
полностью сконденсированного пара при температуре конденсации.
Реальный процесс расширения пара в турбине из-за тепловых по­
терь происходит не адиабатически (линия 1—3), в результате чего
пар из турбины выходит при энтальпии hK, а действительный теплоперепад турбины будет Ht = h0 - hK. Применительно к обозначени­
ям h, ^-диаграммы внутренний относительный КПД турбины г|0/ бу­
дет г|0/ = # / Я а . Внутренний КПД следует выразить в соответствии с
изложенным в § 2.3, как r\i = H^QIQ - Апв), или, пренебрегая работой
сжатия в питательном насосе, rj/ = HJQIQ - h'K). Подставив сюда со­
отношение для Н. из выражения для г|0/, получим
Я

аЛо/

Пример 2.1. Рассчитаем внутренний КПД для турбины насыщен­
ного пара при Р0 = 5,9 МПа, Рк = 3,9 кПа, /гпв « h'K при давлении
в конденсаторе. Яа = h0 - /zKa (без учета потерь при дросселирова­
нии на входных устройствах турбины)
y\t = HJ(h0-

й'к) =1013/(2777- 121)= 1013/2656 = 0,381.

Приняв (по опыту эксплуатации) г|0/ = 0,85, получим r\i =
= 0,381 • 0,85 = 0,3241 = 32,41 %.
Как было указано ранее в турбинах насыщенного пара АЭС при­
меняют термодинамический цикл с промежуточными сепарацией
и перегревом пара. Изображение такого цикла в h, S-диаграмме
представлено на рис. 2.19 [14]. Термический КПД такого цикла мо­
жет быть подсчитан следующим образом (см. рис. 2.15):
Л

'(с™)

(А2-А7)

+

"с(Аз-А7)

или без учета теплоты, подведенной в питательном насосе (hs - /г7)
_(*2-*з) + (1-ас)(*4-*б)
П спп
" >
(А 2 -А 7 ) + «с(*з-*7) •
Здесь а с = (хс -х3)/хс, которое легко получить из выражения х3 =
= хс(1 - а с ), где хс — значение сухости пара после сепаратора.
Для обозначений, принятых в /г, S-диаграмме (рис. 2.19) послед­
нее выражение для термического КПД в адиабатическом процессе
будет выглядеть следующим образом:
48

^ЦВд

^ЦВД

цнд

Рис. 2.19. Изображение в Ь^-диаграмме процесса расширения пара в турбине
с промежуточной сепарацией и перегревом пара:
/?ЦВд, /?цНд — энтальпия влажного пара на входе в ЦВД и ЦНД турбины соответст­
венно; /?цВД, /?ЦВд — энтальпия влажного пара на выходе из ЦВД при адиабатиче­
ском и действительном процессах соответственно; Л цнд, ^цнд —

т0 же для

ЦНД;

Р0—P'Q — процесс дросселирования на регулирующих ступенях турбины; О'—А' —
расширение пара в ЦВД при адиабатическом процессе; {S = 5цВД = const); О'—А —
то же в действительном процессе; хс - конечная сухость пара на выходе из промежу­
точного сепаратора, при давлении Р = -Рразд; *'отб] — температура влажного пара из
отбора турбины, используемого для перегрева пара на первой ступени промежуточ­
ного пароперегревателя; t'0 — температура пара на входе в турбину, используемого
для перегрева пара на II ступени промежуточного пароперегревателя; 5/ ПП1 , $/ п п 2 —
температурные напоры на выходе из I и II ступеней пароперегревателя соответствен­
но; BE', BE — расширение пара в ЦНД в адиабатическом (S = 5цНД = const) и дей­
ствительном процессах соответственно; ЕК — тепловые потери с выходной скоро­
стью пара при поступлении его в конденсатор

49

(^вд- л цвд)
Л (СПП)

'

Ги

0

//
к

+

(^-М

u a

W

\
к

Пример 2.2. Рассчитать внутренний абсолютный КПД турбины на­
сыщенного пара с промежуточными сепаратором влаги и двухступен­
чатым пароперегревателем при тех же, что и в примере 2.1 начальном
и конечном давлении и разделительном давлении Р разд = 1,2 МПа.
Пользуясь приведенным выше выражением для Л^спп) и ^' £~Диа~
граммой, получим (без учета внутренних потерь теплоты в турбине,
связанных с отклонением от адиабаты процесса расширения пара
в турбине):
Л/(Спп) ~ ( ( 2 7 8 3 ~ 2 4 9 2 ) + ( 2 9 3 5 " 2060))/((2783 - 121) + (2935 - 2492)) = (291 + 875)/(2662 + 443) = 1166/3105 = 0,3755 = 37,55 %.
Сравнив полученный результат с термическим КПД цикла на на­
сыщенном паре без промежуточных сепарации и перегрева (см. при­
мер 2.1), видно, что в рассматриваемом примере эта величина мень­
ше. Объяснение этому на первый взгляд странному результату (в са­
мом деле, зачем сооружать промежуточные сепаратор и двухступен­
чатый пароперегреватель, если термический КПД получается мень­
ше?) заключается в следующем. Рассматриваемый термодинамиче­
ский цикл состоит как бы из двух циклов: цикла насыщенного пара
1—2—3—3'—7—8—1 (см. рис. 2.15) и цикла перегретого пара 3—4—
5—6—3'—3. Перегрев пара, как указывалось раньше, осуществляет­
ся из отбора перед входом в турбину. Поэтому температура перегре­
того пара на выходе из II ступени пароперегревателя (или, что то же
самое, на входе в ЦНД) будет ниже температуры пара на входе
в ЦВД на величину температурного напора. Это означает, что в цик­
ле перегретого пара этого комбинированного цикла средняя темпера­
тура подвода теплоты будет ниже, а значит будет меньше его терми­
ческий КПД, что с необходимостью понизит КПД комбинированно­
го цикла.
Однако за счет меньшей влажности пара в комбинированном
цикле его внутренний относительный КПД турбины г|0/ будет выше,
что и приведет к повышению внутреннего КПД турбины. С учетом
этого значение r\0i в этом примере может быть принято равным 0,9,
тогда
Л/ = Л/По/ = 0,3755 • 0,9 = 0,338 = 33,8 %.
Кроме того, следует обратить внимание, что срабатываемый адиа­
батический теплоперепад в турбине насыщенного пара (числитель
в выражении для r\t) меньше, чем в турбине с теми же начальными и
50

конечными параметрами пара, но с промежуточной сепарацией и пе­
регревом. Это означает, что во втором случае с турбины можно полу­
чить большую мощность. Эти два обстоятельства — повышение КПД
и увеличение единичной мощности турбины — являются достаточ­
ными обоснованиями усложнения конструкции турбоустановки.
2.6. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ЦИКЛЫ С РЕГЕНЕРАЦИЕЙ
ТЕПЛОТЫ

Регенерация теплоты в цикле Ренкина возникает как способ повы­
сить термический КПД этого цикла. Теоретически с помощью внут­
ренней регенерации тепла можно достичь в обратимом цикле значе­
ния термического КПД, равного его значению в цикле Карно. На
рис. 2.20 изображен некий произвольный термодинамический обрати­
мый цикл, в котором в процессах 4—/ и /—2 подводится теплота qx, а
в процессах 2—3 и 3—4 производится работа и отводится теплота.
Процессы 1—2 и 3—4 изотермические, а процессы 4—1 (подвод части
теплота) и 2—3 (отвод части теплоты) изображаются на Г, S-диаграмме в общем случае эквидистантными линиями [условие эквидистант­
ности: (dS/dT)2__3 = (dSldT)4__j при одинаковой температуре].
Для упрощения анализа (без ущерба для содержания процесса)
рассмотрим обратимый цикл, где процессы 2—3 и 4—1 отображают­
ся в Т, 5-диаграмме параллельными прямыми линиями (рис. 2.21).
В обратимом цикле в процессе 2—3 теплоотдатчики представля­
ют непрерывный температурный ряд от Т{ до Г2, а в процессе 4—1
теплоприемники также представляют непрерывный температурный
ряд от Т2 до Т{. Количество теплоты q'2 , отведенной в процессе 2—3,
графически представлено фигурой 2—2'—3'—3—2, а подведенной в

J

1*1 1

*•" 11
/
*~/\а

*1

у

1

2

*" /\

*~ л

•

.

2
»
«2

/

а

«1

/

(У 1

А "У

*

i

*~ Л

*-/

*~/

• UI 1

т

3

V

*-

< !

г

'

ла_

i_

Т'

3

i '
1

Рис. 2.20. Пример термодинамическо­
го обратимого цикла

4'

1 L
Г 3'

2'

S

Рис. 2.21. Обобщенный цикл Карно
51

процессе 4—l(q\) — фигурой 1—Г—4'—4—1. Нетрудно установить,
что площади этих фигур равны, так как каждая из них состоит из
прямоугольного треугольника и прямоугольника. Треугольник 2—
2"—3—2 равен треугольнику /—/"—4—1 по признаку равенства уг­
лов а при гипотенузах, а прямоугольник 2"—2'—3'—3 равен прямо­
угольнику /"—Г—4'—4 по признаку равенства двух сторон. Таким
образом, количество теплоты q2, отведенной в процессе 2—5, равно
количеству теплоты q\, подведенной в процессе 4—1 : q\ = q'2. Ес­
ли осуществить такой термодинамический цикл так, чтобы теплоприемники в процессе 4—/ принимали теплоту от теплоотдатчиков
в процессе 2—3, то участие внешних теплоотдатчиков и теплоприемников в этих процессах как бы исключается. Следовательно, терми­
ческий КПД такого цикла будет равен КПД цикла Карно*:
Я\-Ч2

л , = — — = Л,КСпособ передачи тепла в цикле с участка теплоотдачи на участок
теплоприема называется регенерацией теплоты в цикле, или просто
регенерацией теплоты в цикле. Осуществление регенерации возмож­
но при двух условиях:
1) процессы подвода и отвода теплоты происходят в одном тем­
пературном диапазоне (температуры подвода и отвода теплоты сов­
падают);
2) эти процессы протекают при их графическом изображении
по эквидистантным кривым.
Возвращаясь к циклу Ренкина на насыщенном паре (см. рис. 2.8),
нетрудно видеть, что одно из этих условий выполняется: подвод те­
плоты в процессе 4—5—7 (нагрев рабочего тела до температуры на­
сыщения) и отвод теплоты в процессе 2—3 (расширение пара в тур­
бине) происходят в одинаковом диапазоне температур — между Тх
и Т2. Следовательно, есть возможность повысить термический КПД
этого цикла, приблизив его к циклу Карно. Для этого следует выпол­
нить второе условие — сделать эти процессы эквидистантными.
С этой целью следует в процессе расширения пара в турбине од­
новременно поднимать температуру рабочего тела перед его посту­
плением в парогенератор. Это можно было бы сделать по схеме,
представленной на рис. 2.22. Однако при практической реализации
* Такая трансформация термодинамического цикла, при которой значение его КПД при­
ближается к КПД цикла Карно, иногда называют карнотизированием или карнотизацией
цикла.
52

Рис. 2.22. Схема умозрительной реализации обобщенного цикла Карно

а)

б)

Рис. 2.23. Схема регенерации тепла при частичном охлаждении пара (я), Т, ^-диа­
грамма процесса (б):
I, II, III— номера ступеней турбины и соответствующих отборов пара; 1,2,3 — сте­
пень подогрева в регенеративных подогревателях, соответствующих отборам пара из
турбины: подогрев 3 из отбора III; подогрев 2 из отбора II; подогрев / из отбора I

такой схемы и конструкция турбины и ее эксплуатация оказались бы
чрезмерно сложными, если вообще осуществимыми.
Практически более осуществимой была бы схема с частичным ох­
лаждением пара в специальных подогревателях питательной воды по
мере срабатывания паром своего теплового потенциала в турбине
(рис. 2.23, а). На рис. 2.23, б представлен этот процесс в Г, 5-диаграмме. Отбор пара производится после его срабатывания на соответст­
вующей ступени турбины (У, II, III). Подогрев питательной воды про­
исходит за счет частичной конденсации пара в подогревателях (7, 2,
3). Например, при частичной конденсации пара в подогревателе 3
происходит нагрев питательной воды от температуры Тк до Г3.
53

Процесс адиабатического рас­
ширения пара в турбине теперь
описывается ступенчатой лини­
ей 2—3. При этом процесс дол­
жен быть организован так, что­
бы прямая (и это существенно)
линия 2—3, усредняющая лома- \ ную линию 2—3 оказалась эк­
видистантной левой ветви по­
граничной кривой для воды.
Однако, такое решение так­
h\
же практически неприемлемо,
так как регенеративный подог­
Рис. 2.24. Схема выполнения регенера­
полным
ции тепла на электростанции с полной рев осуществляется
расходом пара через турбину.
конденсацией пара отборов
При этом габариты регенера­
тивных подогревателей и соединительных паропроводов (прямых и
обратных) оказываются чрезмерно большими; гидравлическое со­
противление трассировок велико; и, наконец, самое важное, влаж­
ность пара в турбине возрастает, что снижает значение r\0i (а значит,
и г|г, и г|э); повышенная влажность пара порождает конструктивные
проблемы турбины в связи с эрозией лопаток и осложняет ее экс­
плуатацию. Все эти обстоятельства перекрывают возможный эконо­
мический эффект от регенерации. Поэтому регенерацию выполняют
иначе (рис. 2.24). При этом соблюдается тепловая эквивалентность
со схемой рис. 2.23 следующим образом.
Например для подогревателя /:

fVmAHV

G

K,

Г-

I

вх

1 ИА

7

ВЫА
вых

— полный расход пара на турбину, кг/с; Их , п]
— энталь­
пия пара на входе в подогреватель 1 и выходе из него, кДж/кг;
С о т б 1 — расход пара из отбора турбины на подогреватель 1, кг/с
(рис. 2.24); /готб1 — энтальпия пара отбора, кДж/с; h\ — энтальпия
конденсата пара отбора при давлении в подогревателе 1, кДж/кг.
Как видно из сопоставления рис. 2.23 и 2.24 усовершенствование
организации регенеративного подогрева питательной воды заключа­
ется в том, что в регенеративный подогреватель поступает часть по­
тока пара в турбине (G O T 6 I « GQ), но он полностью конденсируется
0

в подогревателе (Аотб1 - h\) » (/^ x -/zj b I X ), а конденсат тем или
иным способом подается в питательную воду парогенератора. При
этом возникает ряд преимуществ:
54

1) упрощаются паропроводы отборного пара;
2) расход пара по турбине становится переменным и уменьшает­
ся от входа к выходу, что облегчает конструктивное выполнение по­
следних лопаток турбины и ее эксплуатацию;
3) тому же служит снижение конечной влажности пара в турбине
(увых = 0,08 - 0,14), так как влага частично выводится из турбины
в подогреватели с отборным паром;
4) уменьшается теплоотвод в конденсаторе, что снижает экологи­
ческую нагрузку на окружающую среду и облегчает выполнение
систем охлаждающей воды.
Внутренний КПД турбины следует выразить, пользуясь исход­
ным выражением г^ = 1 - q2lqx, где q2 — теплота, отведенная в кон­
денсаторе, которая с учетом регенерации будет меньше, чем в кон­
денсационном цикле без нее.
В конденсационном цикле q2 = hK - h'K (см. рис. 2.17), где hK —
энтальпия пара на входе в конденсатор при действительном процес­
се расширения пара в турбине, кДж/кг; h'K — энтальпия конденсата
(воды) на линии насыщения при давлении в конденсаторе, кДж/кг.
Введем величину относительного расхода пара а. Отношение
расхода пара в конденсатор GK к начальному расходу пара на турби­
ну G0 обозначим через а к : GK/G0 = а к . Отношение расхода пара на
регенеративные теплообменники обозначим ссг. С учетом расхода
пара на регенерацию
Z

1

где z — число регенеративных подогревателей; у' — номер регенера­
тивного подогревателя (/ изменяется от 1 до z).
Тогда

1

Итак, при регенеративном подогреве питательной воды
-

а

к(Лк-Лк)

Отсюда видно, что rj,- г > г|/к, поскольку в конденсационном цикле
оск = 1, а в цикле с регенерацией а к < 1. Для более рельефного ана­
лиза выражение для r\ir следует представить в ином виде, мысленно
55

разделив в турбине потоки пара, один из которых проходит всю тур­
бину и поступает в конденсатор, а другой постепенно иссякает, рас­
ходуясь в отборы на регенерацию [15].

1

Ч,, =

;

,

i

где aK — относительный расход конденсационного потока пара; Hi —
действительный теплоперепад в турбине, кДж/кг; a • — относитель­
ные расходы пара в отборы на регенеративные теплообменники, но­
мера которых составляют последовательный натуральный ряд чисел
от 1 до z; hr • — сработанный в турбине теплоперепад пара, посту­
пающего на регенеративный подогреватель (от значения h0 до значе­
ния энтальпии пара в турбине при параметрах отбора), кДж/кг; qlK —
полное количество теплоты, подведенное к 1 кг пара конденсацион­
ного потока, кДж/кг.
Преобразуем последнее выражение следующим образом:

Iar,A/
1+J

1 + -!
а

1 + -!
к?1к

<MlK

где

I^A/KK",)^,
1

и представляет собой отношение работы, выполненной в турбине
потоками пара отборов до их вывода из турбины и направления на
регенеративные подогреватели, к работе, выполненной в турбине
конденсационным потоком пара. Величина Аг обычно называется
энергетическим коэффициентом пара отборов.
Закончим преобразование знаменателя
Z

Z

'J

56

r

J

ff

La

*J

r

J

JJ

Итак,
\+Ar

откуда видно, что при любом значении Аг > О r\ir > rj/K, т.е. примене­
ние внутренней регенерации теплоты в термодинамическом цикле
Ренкина, естественно, дает экономическую выгоду. И, наоборот, при
А г = О r[i r = r[iK экономическая выгода отсутствует.
Энергетический коэффициент пара отборов

4 =J
будет равен 0, когда ar h , = 0. В свою очередь указанное произве­
дение будет равно нулю, когда один из сомножителей равен нулю.
Рассмотрим соответственно два случая:
1) аг = 0. Это означает, что осуществляется термодинамический
цикл без регенерации теплоты и потому отсутствует экономическая
выгода от нее;
2) hr = 0. Это означает, что теплоперепад отборного пара в тур­
бине отсутствует, иначе говоря, в регенеративный отбор направлен
пар сразу после парогенератора. Использование такого пара позволя­
ет достичь наиболее высоких температур подогрева питательной во­
ды, но экономической выгоды это не дает. Здесь уместно обратить
внимание на то, что в системах регенеративного подогрева питатель­
ная вода никогда не догревается до температуры насыщения, а по­
следний этап подогрева до t5 осуществляется в парогенераторе.
Отсюда также следует предположение, что величина Аг имеет
максимум (и там же расположен максимум rj/r) при промежуточных
значениях подогрева питательной воды, расположенных между тем­
пературой насыщения воды в парогенераторе и температурой насы­
щения конденсата пара в конденсаторе.
В литературе есть сведения [15, 16], что при максимальной тепло­
вой экономичности паротурбинной установки с регенеративным по­
догревом питательной воды, подогрев воды в каждом последующем
подогревателе равна теплопадению пара в турбине от предыдущего
регенеративного отбора до рассматриваемого (рис. 2.23, б).
В соответствии с обозначениями рис. 2.23, б в Г, S-диаграмме: Д/?в . =
= /?•_ 1? где А/г — подогрев воды ву'-м регенеративном подогревателе;
57

h._ } — теплоперепад, сработанный паром в турбине от регенератив­
ного отбора (/ - 1) до отбора/.
Это связано, по-видимому, с необходимостью реализации началь­
ного условия для обобщенного цикла Карно — эквидистантности
линии, отображающей процесс расширения пара в турбине, левой
пограничной кривой для воды.
При практической реализации регенеративного подогрева пита­
тельной воды линия расширения пара в турбине получается ступен­
чатой. В этом случае приведенное выше соотношение может способ­
ствовать тому, что линия 2—3, описывающая ломаную линию 2—
2'—3'—3, будет в максимальной степени выполнять условие эквиди­
стантности.
Конструктивно регенеративные подогреватели выполняются двух
типов — смешивающего и поверхностного. В подогревателе смеши­
вающего типа отсутствует поверхность теплообмена и подогрев пи­
тательной воды осуществляется при ее непосредственном контакте с
конденсирующимся греющим паром. Температура и давление на вы­
ходе из такого аппарата будут равны температуре и давлению грею­
щего пара на линии насыщения. Так как давление пара при движе­
нии от головной части турбины к хвостовой падает (Р 3 > Р1 > Р{,
рис. 2.25), то для подачи питательной воды из первого подогревате­
ля 77/ во второй требуется установка перекачивающего насоса. Вода
в этом насосе близка к температуре насыщения и потому насос на­
ходится в области риска возникновения кавитации, что осложняет
его эксплуатацию. То же относится и к 772 и к ПЗ.
Возможно иное инженерное решение: напор, создаваемый насо­
сом, заменить напором гидро­
статического столба жидко­
сти. Для этого каждый преды­
дущий подогреватель смеши­
вающего типа должен быть
расположен выше последую­
щего на немалой высоте. По­
этому создание цепочки та­
ких подогревателей практиче­
ски невозможно. Итак, досто­
инствами подогревателей сме­
шивающего типа являются от­
сутствие поверхности тепло­
обмена и связанное с этим от­
сутствие необходимости в соз­
Рис. 2.25. Схема с регенеративными по­ дании температурного напора
догревателями смешивающего типа
при передаче тепла, что улуч58

шает показатели тепловой экономичности. Недостатком их является
лишь проблема передачи питательной воды из одного подогревателя
в следующий. Несмотря на очень весомые достоинства подогревате­
лей смешивающего типа, они нашли лишь ограниченное примене­
ние, как правило, по безнасосной схеме и потому (по понятным при­
чинам) на участках низкого давления греющего пара.
Подогреватели поверхностного типа, наоборот имеют раздели­
тельную поверхность между греющим паром и обогреваемой пита­
тельной водой. Следовательно, для направления теплового потока
через поверхность необходимо наличие температурного напора —
превышение температуры греющего пара над температурой пита­
тельной воды. Отсюда — недогрев воды до температуры пара, необ­
ратимость процесса и снижение тепловой экономичности. Кроме
этого есть и снижение общей экономичности за счет затрат на стои­
мость поверхности нагрева этих подогревателей.
Конденсат пара после конденсатора содержит коррозионно-активные примеси, поступившие вместе с присосами охлаждающей
конденсатор технической воды. Качество этой воды ниже требова­
ний, предъявляемых к питательной воде. Поэтому поток среды
от конденсатора до деаэратора (см. рис. 2.1) называют обычно пото­
ком основного конденсата, в отличие от потока после деаэратора, ко­
торый называют питательной водой. Регенеративные подогреватели,
расположенные на линии основного конденсата, называются подог­
ревателями низкого давления (ПНД), а на линии питательной воды
— подогревателями высокого давления (ПВД).
Теплообменная поверхность регенеративных подогревателей яв­
ляется генератором продуктов коррозии конструкционного материа­
ла поверхности, которые поступают в основной конденсат и далее
в парогенератор и вместе с паром в турбину. Отложения продуктов
коррозии в парогенераторе снижают коэффициент теплопередачи
и соответственно его паропроизводительность, а также надежность.
Отложения в турбине несколько искажают профиль обтекания лопа­
ток турбины, что приводит к снижению внутреннего относительного
КПД турбины г]0/, а значит и электрического КПД турбогенератор­
ной установки цу Поэтому подогреватели поверхностного типа сле­
дует изготавливать из коррозионно-стойких материалов. На конденсатном тракте современных АЭС это, как правило, нержавеющая
хромоникелевая сталь аустенитного класса. На тракте питательной
воды, где среда существенно менее коррозионно-активна, использу­
ется высококачественные стали перлитного класса.
Достоинством подогревателей поверхностного типа является от­
сутствие необходимости установки перекачивающих насосов после
каждого подогревателя. В этом случае достаточно иметь две группы
59

насосов — конденсатные насосы и питательные
насосы
(см. рис. 2.1). Однако в действительности на современных АЭС для
повышения тепловой экономичности применяют насосы для подачи
конденсата греющего пара из ПНД в линию основного конденсата
(рис. 2.26). Эти насосы, так же как перекачивающие насосы смеши­
вающих подогревателей, работают при температуре перекачиваемой
среды, близкой к температуре насыщения. Поэтому условия их рабо­
ты тоже сложны, но несколько легче, чем в первом случае, так как их
производительность существенно меньше.
При организации регенеративного подогрева питательной воды
существенное значение имеют конечная температура питательной
воды и величина подогрева в каждом подогревателе. Возвращаясь
к зависимости ц1г =f(Ar), вновь обращаем внимание, что выигрыш
в тепловой экономичности тем выше, чем больше величина Аг, но
в двух точках — при а г = 0 и hr = О — выигрыш равен нулю. Эти две
точки соответствуют (рис. 2.27) для одноступенчатого, например,
подогрева питательной воды (z = 1), начальной температуре пита­
тельной воды и tu в = ts. Первая точка соответствует случаю, когда

20
Z =

к

15

• z= 5
z= 4
z= 3

^

10

|

оо

\

z= 2

~

ПАЫУч-ПЛЫ\^

-U5

u-li

Рис. 2.26. Комбинированная схема отвода
дренажа из подогревателей:
7, 2, 3, 4 — ПНД;
линия подачи
конденсата греющего пара самотеком (каскадно);
линия подачи конденсата
греющего пара низкого давления в линию
более высокого давления с помощью пере­
качивающих (дренажных) насосов
60

z= 1
0

100

200

зоо w ° c

Рис. 2.27. Зависимость относитель­
ного повышения КПД турбоустановки Дг)г от температуры пита­
тельной воды tnB при разном числе
ступеней подогрева (z)

регенеративный подогрев осуществляется потоком пара, вышедшим
из турбины и направленным в конденсатор. Этот случай означает от­
сутствие регенеративных отборов пара в турбине (аг = 0). Вторая
точка соответствует случаю, когда подогрев питательной воды осу­
ществляется свежим паром (hr = 0). Одновременно это означает, что
точка Лг = max находится между этими двумя. Результаты многочис­
ленных вариантных расчетов КПД при разных температурах пита­
тельной воды представлены на рис. 2.27. Из анализа характера изме­
нений Аг|г = f(tn в ) при z = var можно сделать несколько заключений:
1) при любом числе регенеративных подогревателей достигается
увеличение КПД турбоустановки;
2) рост г|/ г зависит от числа регенеративных подогревателей,
и чем их больше, тем выше выигрыш в тепловой экономичности;
3) прирост КПД с увеличением числа регенеративных подогрева­
телей уменьшается. Если обозначить разность прироста Аг| /г по ме­
ре увеличения z как ААг|/ r z = z . _ х (например, разности в величинах
прироста для одного (z = 1) или двух (z = 2) регенеративных подог­
ревателей будет Ail - . „ = 7 - An • „ _ = 1 = ААгь „ „ = 9 ,), то можно записать: ААг| /;%г = 2>1 > AAr[jrz = 3?2 и л и вообще ААг|/ rz = п п _ { >
4) максимальный прирост тепловой экономичности достигается
при бесконечном числе регенеративных подогревателей. С учетом
п. 3, оптимальное число регенеративных подогревателей гораздо
меньше бесконечности, оно составляет 7—8 и определяется техникоэкономическими расчетами, при выполнении которых снижению
прироста Arj /r по мере увеличения z противостоит увеличение капи­
тальных и эксплуатационных затрат при том же росте z;
5) каждому числу регенеративных подогревателей z соответству­
ет свое оптимальное значение температуры питательной воды tu в;
6) чем больше число регенеративных подогревателей, тем выше
значение tu в onV и, наоборот, при выборе более высокой температуры
питательной воды следует для создания условий оптимальной теп­
ловой экономичности применять большее число регенеративных по­
догревателей.
При равномерном распределении подогрева питательной воды
по ступеням (подогревателям) системы регенеративного подогрева
величина подогрева на каждой ступени определяется из простого со­
отношения:
ДА = —
z

-,

Z+1

61

где h'nr — энтальпия воды на линии насыщения при давлении в па­
рогенераторе; z — общее число регенеративных подогревателей.
В знаменателе этого выражения стоит сумма z + ]. Это означает, что
поскольку использование свежего пара в системе регенеративного
подогрева неэффективно, последняя ступень подогрева питательной
воды на А/7, осуществляется непосредственно в парогенераторе. Ис­
пользование регенеративного подогрева питательной воды на АЭС
повышает электрический КПД турбогенераторной установки за счет
увеличения внутреннего КПД цикла r[j = г|0/г|г

Глава 3. СОСТАВ ОБОРУДОВАНИЯ ОСНОВНЫХ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ АЭС

3.1. ВИДЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ

В практике эксплуатации электростанций используются три раз­
новидности технологических схем. Они отличаются по составу обо­
рудования, представленного на схеме графически, его количеству,
а также по функциональному назначению схемы.
На принципиальной тепловой схеме (ПТС) представлено обору­
дование (как правило, в единственном экземпляре), расположенное
в технологической последовательности, которая полностью соответ­
ствует целевому назначению электростанции и демонстрирует кон­
кретные пути и способы производства электроэнергии и теплоты.
Принципиальная тепловая схема позволяет понять принципы работы
электростанции на номинальной мощности, а также обеспечение ее
работы в переходных режимах (пуск, останов, снижение или повы­
шение мощности). Назначение принципиальной схемы — показать
содержание теплофизического процесса (отвечает на вопрос «Что
делается?») и на каком оборудовании, при каких изменениях теплофизического состояния рабочих сред, в какой последовательности
это делается (отвечает на вопрос «Как это делается?»). Принципи­
альным для электростанции, как и для других промышленных пред­
приятий, является обеспечение ее надежности и безопасности во
всех режимах работы, что также отражено в составе оборудования,
включенного в принципиальную схему.
Для эксплуатационного персонала электростанции основным до­
кументом при управлении режимами работы оборудования является
развернутая тепловая схема (РТС). На РТС представлен полный
состав оборудования электростанции как по номенклатуре, так и по
количеству со всеми продольными и поперечными технологически­
ми связями между ними, байпасами, обводами, с полным составом
дублирующего и резервного оборудования, а также с полным набо­
ром действительно установленной запорной, регулирующей, предо­
хранительной и другой арматурой. Все изменения, которые возника­
ют по составу и типу оборудования в процессе эксплуатации, фик­
сируются на РТС.
При пуске и останове электростанции персоналом используется
ее пусковая схема, на которой указано паросбросное или пароприемное оборудование, а также дополнительные источники тепловой
или электрической энергии, которые могут быть не указаны на РТС.
63

При проектировании электростанции и ее оборудования применя­
ется расчетная схема электростанции. На ней изображаются только
то оборудование и те технологические связи, где происходят измене­
ния теплофизического состояния или массового расхода рабочих ве­
ществ (теплоносителя или рабочего тела). По такой схеме нетрудно
проследить цепочку преобразования энергии на электростанции (см.
гл. 2). Расчетные схемы электростанций также широко используются
в учебном процессе при подготовке специалистов высшей или сред­
ней квалификации для работы по созданию или эксплуатации элек­
тростанций.
3.2. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ
ОСНОВНЫХ СИСТЕМ АЭС

На рис. 3.1 представлена принципиальная технологическая схема
энергоблока АЭС с реактором ВВЭР-1000. Из схемы видно, что АЭС
состоит из двух замкнутых контуров, в которых циркулирует вода.
Один контур — главный (реакторный или первый) циркуляционный
контур (ГЦК) — включает в себя реактор 7, парогенератор 75 и соеди­
нительные главные циркуляционные трубопроводы (ГЦТ) с главным
циркуляционным насосом (ГЦН) 6, расположенном на линии возврата
среды из парогенератора в реактор («холодная нитка»). В ГЦТ цирку­
лирует вода под давлением 16,0 МПа, которая нагревается в реакторе
до t = 320 °С и охлаждается до / = 289,7 °С в парогенераторе. Таким
образом, среда в ГЦК переносит теплоту из реактора в парогенератор
и потому называется теплоносителем. В парогенераторе за счет этой
теплоты генерируется пар из воды, которая находится во 2-м контуре.
Пар из парогенератора поступает на турбинную установку 77, 18, 19,
где его тепловая энергия превращается в механическую энергию вра­
щения ротора турбины, которая далее передается на ротор электроге­
нератора. Как видно из рис. 3.1, 2-й контур тоже замкнут: пар, отрабо­
тав в турбине, конденсируется в конденсаторе 27, а затем системой на­
сосов 24, 29 возвращается в парогенератор. Во 2-м контуре среда ис­
пытывает фазовые превращения вода — пар — вода, благодаря чему
осуществляется термодинамический цикл Ренкина (см. гл. 2). Среда 2го контура поэтому называется рабочим телом.
На принципиальной схеме представлены также системы безопас­
ности энергоблока. Системы безопасности АЭС создаются по сис­
темному принципу (см. гл. 8). Среди основных принципов особое
место занимает принцип защиты в глубину (глубоко эшелонирован­
ная защита), который предусматривает создание последовательно
расположенных физических барьеров на пути распространения ра­
диоактивных веществ за пределы основных помещений АЭС (топ64

1

2

3 4

5 6 7 8 9

10 11 12 13 14 15

67 66 6564 6362 61 6059 58 57 56 55 54 53 52 51 50 49 48 47

16

17

46 45 44 434241 40

18

19

20

39 38 37

Рис. 3.1. Принципиальная тепловая схема энергоблока АЭС с реактором типа ВВЭР:
1 — реактор; 2 — емкость САОЗ; 3 — насос аварийного впрыска бора; 4 — бак концентрированного раствора бора; 5 — компенсатор давления; 6 —
ГЦН; 7 — высокотемпературный фильтр; 8 — деаэратор борного регулирования; 9 — охладитель выпара; 10 — барботер; 11 — теплообменник пром­
контура; 12 — насос промконтура; 13 — деаэратор продувки-подпитки; 14 — охладитель выпара; 15 — парогенератор; 16 — ионообменная установка;
17 — ЦВД; 18 — сепаратор-пароперегреватель; 19 — ЦНД; 20 — генератор; 21 — конденсатор; 22 — ПВД; 23 — ПНД; 24 — конденсатный насос;
25 — деаэратор; 26 — сливной насос ПНД; 27 — технологический конденсатор; 28 — насос расхолаживания; 29 — питательный турбоагрегат; 30 —
конденсатор; 31 — конденсатный насос; 32 — основной и пиковый бойлеры теплосети; 33 — насос теплосети; 34 — потребители; 35 — бак запаса
обессоленной воды; 36 — насос обессоленной воды; 37 — расширитель дренажей; 38 — дренажный бак; 39 — дренажный насос машзала; 40 — рас­
ширитель продувки; 41 — регенеративный т/о продувки ПГ; 42 — доохладитель продувки ПГ; 43 — бак продувочной воды; 44 — СВО; 45 — насос
возврата очищенной продувочной воды; 46 — аварийный питательный насос; 47— охладитель подпиточной воды; 48 — насос организованных протечек;
49 — бак борсодержащей воды; 50 — насос борсодержащей воды; 51 — приямок организованных протечек; 52 — установка регенерации бора; 53 —
бак запаса обессоленной воды; 54 — аварийный питательный насос; 55 — охладитель дистиллята; 56 — бак дистиллята; 57 — насос дистиллята; 58 —
подпиточный насос; 59 — доохладитель продувки; 60 — регенеративный теплообменник продувки; 61 — теплообменник системы вентиляции; 62 —
насос аварийного впрыска бора; 63 — самоочищающийся фильтр; 64 — бак раствора реагентов; 65 — электрокалориферы; 66 — циалитовые фильтры;
5) 67 — адсорбционные фильтры; 68 — теплообменник системы вентиляции; 69 — газодувки; 70 — насос аварийного расхолаживания; 71 — спринклерный
насос; 72 — водоструйный насос; 73 — теплообменник аварийного расхолаживания; 74 — вентиляционная труба; 75 — бак аварийного запаса бора,
76 — насос расхолаживания бассейна выдержки; 77 — теплообменник расхолаживания бассейна выдержки; 78 — бассейн выдержки

ливная матрица, оболочка тепловыделяющего элемента, замкнутый
контур теплоносителя и защитная оболочка АЭС).
Для обеспечения работоспособности физических барьеров слу­
жат несколько уровней защиты, которые обеспечиваются работой
технологического оборудования таким образом, что:
на первом уровне поддерживаются заданные проектом параметры
работы АЭС;
на втором уровне обеспечивается возврат параметров работы
оборудования в проектные границы, если появилась тенденция вы­
хода за их пределы;
на третьем уровне оборудование и технологические системы
АЭС призваны прервать недопустимое развитие событий на пути пе­
рерастания отклонений от проектных режимов к проектным авари­
ям, а тем более — к запроектным тяжелым авариям;
на четвертом уровне системы АЭС призваны локализовать выход
радиоактивных веществ.
На принципиальной схеме рис. 3.1 показана лишь часть этого
оборудования. Защита на первом и частично на втором уровнях осу­
ществляется функционированием системы управления и защиты ре­
актора /, контрольно-измерительными приборами, регулирующей
арматурой и автоматикой, а также подачей концентрированного рас­
твора бора 4, работой промежуточного контура охлаждения 12, па­
рогенератора /5, питательного турбоагрегата 29 и др.
На втором уровне защиты действует компенсатор давления 5, ава­
рийные питательные насосы 46 и 54 и другие системы.
На третьем уровне вступают в работу гидроемкости системы ава­
рийного охлаждения активной зоны реактора 2.
Система компенсации давления обеспечивает надежность работы
реактора и механическую прочность реакторного контура.
На рис. 3.2 представлена принципиальная схема компенсации
давления, которая действует на втором уровне защиты, когда другие
системы 1-го контура не решили задачу восстановления давления
в нем в проектных пределах. В системе компенсации давления реа­
лизовано несколько технических решений, которые последовательно
вступая в работу позволяют решить задачу поддержания давления
теплоносителя в реакторном контуре в проектных пределах:
изменение объема паровой части компенсатора давления при фа­
зовых переходах (уменьшение объема при росте давления в реактор­
ном контуре и его увеличение при снижении этого давления);
включение электронагревателей при некомпенсируемом за счет
фазового перехода снижении давления в реакторном контуре;
66

Рис. 3.2. Принципиальная схема системы компенсации объема (давления):
1 — реактор; 2 — подвод воды на впрыск; 3 — отвод воды; 4 — электронагреватели;
5 — аварийное расхолаживание; 6 — отвод газов; 7 — подвод азота; 8 — компенса­
тор объема; 9 — барботер; 10 — предохранительные клапаны; 11 — отвод газов;
12 — подвод азота; 13 — подвод технической воды; 14, 15 — поддерживание уровня

включение впрыска в компенсатор давления воды из «холодного»
трубопровода реакторного контура при некомпенсируемом повыше­
нии давления в нем;
сброс через предохранительные клапаны (три уровня по давле­
нию) паровой фазы из компенсатора давления в барбатер, где пар
конденсируется при охлаждении объема барбатера водой промежу­
точного контура и давление в баке-барбатере снижается;
при чрезмерном росте давления в баке-барбатере открываются раз­
рывные мембраны на корпусе бака, за счет чего давление снижается.
На рис. 3.3 представлена принципиальная схема установленной
на АЭС с ВВЭР-1000 пассивной системы аварийного охлаждения ак­
тивной зоны реактора. Система состоит из четырех гидроемкостей,
работающих независимо друг от друга. Объем каждой емкости по
борированной воде составляет 50 м3 при температуре 20—60 °С. Ем­
кости соединены с реактором трубопроводами с необходимой арма­
турой. Емкости в аварийной ситуации обеспечивают подачу бориро67

Контроль
плотности разъема

Подвод и отвод
азота

Рис. 3.3. Схема системы аварийного охлаждения активной зоны реактора (пас­
сивная):
1 — реактор; 2 — обратные клапаны; 3 — быстродействующие задвижки; 4 — ем­
кость САОЗ

ванной воды в верхнюю и нижнюю камеры смешения реактора (по
две емкости на камеру) с потерей теплоносителя.
Системы безопасности АЭС постоянно совершенствуются по ме­
ре накопления мирового опыта эксплуатации. В частности, есть про­
ектные разработки [Московский институт «Атомэнергопроект
(АЭП»)], где число гидроемкостей пассивной системы безопасности
увеличено до 12. К четырем емкостям, представленным на рис. 3.3,
добавлено еще восемь. Они составляют вторую ступень системы,
так как работают при давлении 15 кгс/см2 в отличие от первой сту­
пени, где рабочее давление составляет 60 кгс/см2. Объем каждой
гидроемкости второй ступени составляет 120 м3, а подключение их
к реактору выполнено аналогично емкостям первой ступени. Это
68

На турбину
• • * - • •

Парогенератор
Питательная вода
От аварийных
питательных насосов
Периодическая продувка
«Непрерывная продувка и
дренаж полости

Периодическая продувка
/

От реактора

Лv

Непрерывная продувка и
дренаж полости
—•
—
Дренаж парогенератора

К насосу и реактору
с

Рис. 3.4. Схема включения парогенератора

усовершенствование позволяет существенно увеличить продолжи­
тельность аварийного охлаждения и повысить надежность АЭС.
На рис. 3.4 представлена принципиальная схема включения паро­
генератора (см. 15 на рис. 3.1). В состав стационарных систем, обес­
печивающих работу парогенераторной установки, входит и другое
оборудование.
Система водопитательной установки включает в себя деаэраторные
баки с деаэрационными колонками, питательные насосы с приводны­
ми турбинами, вспомогательные питательные насосы. Система пита­
тельной воды предназначена для подачи питательной воды в пароге­
нераторы реакторной установки в номинальном и переходных режи­
мах, а также при плановом расхолаживании в пароводяном режиме.
В номинальном режиме, режимах частичных нагрузок, пуска
и останова система обеспечивает подачу питательной воды в коли­
честве, соответствующем паропроизводительности парогенераторов
и величине продувки из парогенераторов.
В пароводяном режиме расхолаживания система обеспечивает
расход питательной воды, необходимый для расхолаживания 1-го
контура со скоростью 30 °С в час.
Питательная вода (см. рис. 3.9) двумя питательными турбонасосными агрегатами (ПТНА) из двух деаэраторов через две группы
ПВД подается к парогенераторам через четыре узла питания. Парал­
лельно ПТНА установлены два вспомогательных питательных элек69

тронасоса (ВПЭН), предназначенные для подачи питательной воды
в парогенераторы в режимах пуска и останова.
Система продувки парогенераторов включает в себя расширитель
продувки, регенеративный теплообменник продувочной воды, доохладитель продувочной воды, охладитель дренажей парогенераторов,
бак слива воды парогенераторов и насосов бака слива. Основной
функцией системы продувки является поддержание концентрации
примесей в воде парогенераторов в соответствии с нормами для ра­
бочего тела.
Парогенератор, выполняя основную свою функцию — генерации
пара для обеспечения работы турбины, — одновременно поддержи­
вает расчетный режим работы реактора, обеспечивая отвод выделен­
ной в нем теплоты. Поэтому при снижении количества принимаемой
парогенератором теплоты в аварийных ситуациях, например, при
аварийном отключении турбины или останове основного питатель­
ного насоса парогенератор должен работать как агрегат, расположен­
ный на втором-третьем уровнях станционных систем безопасности.
Для этого парогенератор обеспечен аварийной подачей питательной
воды от аварийных питательных насосов. Известная авария на АЭС
«Три майл айленд» (США), среди прочего, показала, что в таких си­
туациях существенную роль играет схема включения аварийных пи­
тательных насосов, которая должна обеспечить аварийную подачу
питательной воды в парогенератор при всех возможных отклонени­
ях внутри самой системы аварийных питательных насосов. Такая
схема реализована на АЭС с ВВЭР-1000.
Кроме того, парогенератор снабжен системой пассивного отвода
теплоты от парогенераторов в случае прекращения подачи всякой
питательной воды (ситуация полного обесточивания станции и оста­
нова соответственно всех насосов, включая главный циркуляцион­
ный насос реакторного контура). Отвод остаточного тепловыделения
от активной зоны реактора в этом случае будет происходить за счет
естественной циркуляции теплоносителя по главным циркуляцион­
ным трубопроводам реакторного контура по контуру парогенератор
— реактор (повышение температуры теплоносителя) — парогенера­
тор (охлаждение теплоносителя).
На рис. 3.5 показана принципиальная схема пассивного отвода
теплоты от парогенераторов (разработка АЭП). Образовавшийся
в парогенераторе пар за счет остаточного тепловыделения реактора
конденсируется в воздушных теплообменниках и в виде конденсата
возвращается в парогенератор. Система полностью автономна, а по­
тому весьма надежно работает в условиях аварийного теплоотвода.
На принципиальной тепловой схеме рис. 3.6 показано оборудова­
ние турбогенераторной установки. Паротурбинная установка состо70

В атмосферу

7,84 МПа 300 °С 0200 Пар
КТГ <-г1чхь-Чх| >

В дренаж
Рис. 3.5. Схема системы пассивного отвода теплоты от парогенераторов
(СПОТ):
/ — парогенератор; 2 — привод прямого действия; 3 — верхний шибер; 4 — теплообменный модуль; 5 — нижний шибер; 6 — выравнивающий коллектор

ит из собственно турбины К-1000-60/1500 и оборудования конденсатно-питательного тракта. Турбина имеет четыре двухпоточные
части — одна часть высокого давления и три низкого. Ротор турбины
вращается со скоростью 1500 об/мин. Между частями высокого
и низкого давления расположены сепаратор и паро-паровые перегре­
ватели первой (греющей средой является пар первого отбора турби­
ны) и второй (греющей средой является свежий пар из парогенерато­
ра) ступеней.
Конденсат отработавшего в турбине пара двумя последовательно
включенными группами конденсатных насосов подается в конденсатный тракт, на котором расположены регенеративные подогревате­
ли низкого давления и деаэратор. Из деаэратора на питательный на­
сос с турбоприводом поступает среда, свободная от растворенных в
ней коррозионно-активных газов (кислорода и углекислого газа)
и потому обозначается термином «питательная вода». Питательная
вода поступает в регенеративные подогреватели высокого давления,
а из них — в парогенератор. Все регенеративные подогреватели по­
верхностного типа. Греющий пар поступает в них из нерегулируе­
мых отборов пара турбины. Контур рабочего тела в пределах турбо­
генераторной установки замкнут. Исключения составляют парогазо71

От парогенератора

to

Уплотнение штоков
^ клапанов ЦВД

Нение
Деаэратор
о
о.

I

ОтБРУ

т tkn

А!

1 ЧУ*
БЗ

J

i

•L-J !

со
С

-Н

Ф?

j

о" у*—-/<

НСлЗ
Б2

НСл1

На уплотнение
-------|ЭУ '

ен$Ь-

.»)

КН2

- Т - - 0 - __ J

Б1

-€

XT

!i

J ;

» В конденсатор

Рис. 3.6. Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-1000-60/1500:
пар; — •
конденсат пара;
основной конденсат и питательная вода;
новки; —• • •
техническая вода;
— парогазовая смесь

хь
о

I
га

X

вода теплофикационной уста-

вые сбросы с эжекторов (основных и уплотнений) и вестовые трубы
турбины, с помощью которых визуально контролируют работу уп­
лотнений турбины.
Турбогенераторная установка K-1G00-60/3000 (рис. 3.7) имеет тот
же по наименованиям набор оборудования, но с некоторыми отли­
чиями. Эта турбина имеет пять частей — одну часть высокого дав­
ления и четыре части низкого давления. Между ними расположены
два совмещенных сепаратора-пароперегревателя СПП.
Конденсатные насосы первой ступени подают конденсат из кон­
денсатора турбины в регенеративные подогреватели смешивающего
типа ПНД1, откуда конденсат под действием гидростатического на­
пора поступает в ТТНД2 также смешивающего типа. Из него конден­
сат конденсатными насосами второй ступени подается в регенера­
тивную систему подогрева конденсата с подогревателями поверхно­
стного типа (ПНДЗ, ПНД4, ПНД5). Группа питательных насосов так­
же имеет турбопривод. Однако для обеспечения надежности работы
основного питательного насоса группа питательных насосов имеет
в своем составе предвключенные бустерные насосы, которые обес­
печивают противокавитационный гидравлический подпор на всасы­
вающей стороне рабочего колеса питательного насоса.
Питательные магистрали имеют два параллельных трубопровода,
что повышает их надежность, а подогреватели высокого давления
имеют встроенные поверхности теплообмена для охлаждения кон­
денсата греющего пара, что повышает тепловую экономичность
АЭС в целом.
На рис. 3.8 представлена принципиальная тепловая схема сепара­
тора-пароперегревателя для быстроходной турбины мощностью
1000 МВт типа СПП-1000, в которую включены четыре корпуса
СПП, бак-приемник сепарата (сепаратосборник) и бак-приемник кон­
денсата (конденсатосборник). Сепаратор-пароперегреватель пред­
ставляет собой вертикальный цилиндрический аппарат, где в одном
корпусе совмещены сепаратор и пароперегреватель. В сепаратор по­
ступает влажный пар после ЦВД для отделения влаги от пара и по­
следующей его осушки. Отделение влаги от пара осуществляется
при проходе его через жалюзийное устройство. Влага в виде сепара­
та направляется в сепаратосборник.
Пароперегреватель одноступенчатый, расположен в верхней час­
ти аппарата. Перегрев осуществляется паром, поступающим из па­
рогенератора параллельно на ЦВД турбины и на пароперегреватель.
Перегретый пар поступает через клапаны в ЦНД турбины, а конден­
сат греющего пара — по соответствующим трубопроводам — в кон­
денсатосборник, из которого его подают насосами в питательную
73

Натурбопривод

Из парогенератора
Натурбопривод

В линию конденсата за
ПНД5
^

ЦНД4

©

На коллектор
уплотнений
ПВД7
ПНД51 ПНД4 1ПНД31 ПНД2

о
н
а
о.

<и
X
<и
и,
О
О.
л
С

X t

I Б2

-V

^3
"wv-M
о.

БЗ

1
КН-Н
Из сепаратора

~^ПВД7ДПВД6

£Ь £

г

1 Б1

'V

E_JT_J
В линию конденсата
за ПНДЗ

В конденсатор турбины
ПН БН
Турбопривод

Рис. 3.7. Принципиальная тепловая схема турбоустановки с турбиной К-1000-60/3000

•©•

Уравнительная линия по нагреваемому пару

вцнд
Греющий
пар
"~

Г

Греющий
п
ар

вцнд

| ' I

/ч\

Греющий|
ар
,

РГ~Г

р '

BUH&A_ Греющий"!
| Греющий
^тар
,пар .
/

В деаэратор
Уравнительная линия
по нагреваемому пару

_ "J ' j "iТ j
"~т

'

, \

L L ' _
"^Конденсат")

1

' '

I

"Конденсат

• I

"Г~""

'

"

\

д!"-

—'

Сонденсатосборш-щ

LUJ

Сепарат
В парогенератор

Рис. 3.8. Принципиальная тепловая схема СПП-1000 (турбина К-1000-60/3000)
КУЛ

наПВД

Пар из СПП Из деаэратора

1

Л

Рис. 3.9. Принципиальная схема
питательного турбоагрегата:
У — турбина ОК-12А; 2 — основной
насос ПТ 3750-75; 3 — редуктор;
4 — предвключенный насос ПД
3750-200; 5 — конденсатор КП-1650;
6 — конденсатный насос КС-125-55

магистраль парогенератора.
Есть и резервная линия пода­
чи конденсата в деаэратор.
Циркуляционная
Циркуляционная
Принципиальная схема пи­
вода
вода
тательного турбоагрегата пред­
ставлена на рис. 3.9. Турбопривод обеспечивает работу обо­
их насосов — основного и
предвключенного (бустерного). Питательная вода из де­
В основной
конденсатор аэратора поступает на бустертурбины
ный насос. Гидростатический
подпор на всасе этого насоса
0,76 МПа, который создается
при расположении деаэратора
В дренажный
на соответствующей высоте
бак
над насосом, обеспечивает его
безкавитационную работу при частоте вращения 1800—1260 об/мин.
Назначение этого насоса — создать необходимое давление 2,1 МПа во
всасывающем патрубке основного насоса, чтобы исключить кавитацию
на его лопатках. Основной питательный насос быстроходный, напря­
мую подключенный к приводной турбине. Пределы регулирования чис­
ла оборотов насоса (его производительность) 2450—3500 об/мин. Но­
минальное число оборотов турбины 3500 об/мин. Подключение бустерного насоса к турбине осуществлено через понижающий редуктор, что
и делает его тихоходным и более надежным при работе на воде, посту­
пающей из деаэратора, где температура воды близка к температуре на­
сыщения. В состав турбопитательной установки входит автономный
конденсатор приводной турбины, конденсат из которого насосами по­
дается в главный конденсатор основной турбины.

'У

3.3. ГЛАВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ОСНОВНЫХ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СИСТЕМ АЭС, ЕГО НАЗНАЧЕНИЕ
И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Энергетический реактор ВВЭР-1000 (рис. 3.10) предназначен
для выработки тепловой энергии за счет цепной реакции деления
атомных ядер. Реактор водо-водяной, гетерогенный корпусного ти76

1800

3530

5000

1850

2634
3265

1545

19137

-^
-j

Рис. ЗЛО. Реактор ВВЭР-1000:
1 — привод ШЭМ; 2 — чехол КНИ; 3 — верхний блок; 4 — упорное кольцо; 5 —шахта; 6 — опорное кольцо; 7 — выгородка;
8 — сварной корпус

па, работающий на тепловых нейтронах с водным теплоносителемзамедлителем под давлением (обессоленная вода с добавлением бор­
ной кислоты).
Реактор представляет собой вертикальный цилиндрический кор­
пус с эллиптическим днищем, внутри которого размещается актив­
ная зона и внутрикорпусные устройства. В активной зоне реактора,
размещенной в шахте реактора и предназначенной для генерации те­
плоты, размещается ядерное топливо — 163 тепловыделяющих
сборки (ТВС). В этих сборках топливо находится в виде таблеток
обогащенного оксида урана, заключенных в герметичные трубки из
циркониевого сплава.
Конструкция активной зоны реактора обеспечивает отрицатель­
ный коэффициент реактивности по температуре топлива, теплоноси­
теля и отрицательный коэффициент по мощности, т.е. отрицатель­
ные обратные связи.
В активной зоне осуществляется управляемая цепная реакция де­
ления ядер урана с выделением энергии и происходит передача теп­
лоты от топлива теплоносителю 1-го контура. Тепловая мощность
реактора ВВЭР-1000 составляет 3000 МВт.
Регулирование мощности реактора и гашение реакции деления
урана производится двумя системами воздействия на реактивность,
основанными на разных принципах действия:
системой механического перемещения регулирующих стержней
из поглощающего материала (система управления и защиты);
системой изменения концентрации борной кислоты в теплоносителе.
С помощью первой системы производятся быстрые изменения
реактивности при работе на мощности и останов реактора при нор­
мальных условиях эксплуатации и авариях. С помощью второй сис­
темы производятся медленные изменения реактивности, обусловлен­
ные выгоранием топлива.
Сверху реактор герметично закрыт крышкой с установленными на
ней приводами органов регулирования и защиты реактора, а также
патрубками для вывода кабелей датчиков внутриреакторного контро­
ля. Крепление крышки к корпусу осуществляется шпильками. В верх­
ней части корпуса имеются патрубки для подвода и отвода теплоноси­
теля (по два патрубка на петлю), а также патрубки системы САОЗ для
аварийного ввода теплоносителя при разгерметизации контура.
Циркуляция теплоносителя осуществляется по четырем замкну­
тым петлям 1-го контура. Теплоноситель, охлажденный в парогене­
раторах, поступает в реактор через нижний ряд напорных патрубков,
опускается по кольцевому зазору между корпусом и шахтой и затем,
78

пройдя снизу вверх через активную зону, выходит из реактора через
верхний ряд патрубков.
Нагрев теплоносителя осуществляется в активной зоне за счет те­
пловыделения топливных элементов (твэлов), заполненных слабообогащенным оксидом урана-235.
Регулирование реактивности и тем самым тепловыделения осу­
ществляется перемещением органов регулирования с твердым по­
глотителем, а также изменением концентрации борной кислоты в те­
плоносителе.
Реактор устанавливается в бетонной шахте, обеспечивающей на­
дежное крепление реактора и биологическую защиту.
Конструкция реактора и способ его закрепления, а также системы
управления и защиты (СУЗ) и аварийного охлаждения зоны (САОЗ)
обеспечивают безопасную остановку и расхолаживание, в том числе
при максимальном расчетном землетрясении 9 баллов по шкале
MSK-64, а также обеспечивают прочность конструкции при одновре­
менном воздействии нагрузок, вызванных максимальным расчетным
землетрясением и разрывом главных трубопроводов Ду 850 по пол­
ному сечению.
Расчетный срок службы корпуса и крышки реактора — 40 лет, а
оборудования — 30 лет.
Основные технические данные реактора
Номинальная тепловая мощность, МВт
Предельно-допустимая (с учетом неточности измере­
ния, пределов регулирования и динамической погреш­
ности)

3000

3210

Давление теплоносителя на выходе из реактора,
кгс/см2 (МПа)

160 ± 3 (-15,7 ± 0,3)

Номинальная температура теплоносителя на выходе
из реактора, °С (К)
Подогрев теплоносителя в реакторе (при номинальных
параметрах), °С

30,3

Расход теплоносителя, м3/ч (м3/с)

84800 ±

320 (593)

4800

(23,6 ± ; j j )
Гидравлическое сопротивление реактора при номиналь­
ном расходе (без входных и выходных патрубков),
кгс/см2 (МПа)
3,8 + 0,6 (-0,37 + 0,06)
Продолжительность работы на номинальной мощности
в течение года (эффективное время), ч
7000
79

Диапазон регулирования мощности, % номинальной:
при автоматическом управлении
10—100
при ручном управлении
0—110
Глубина выгорания топлива средняя для двух- и трехго­
дичной кампании соответственно (в стационарном топ­
ливном цикле), МВт • сутки/кг урана
27 и 40

Парогенератор предназначен для выработки сухого насыщенно­
го пара. По конструкции он горизонтальный, однокорпусный с теплообменной поверхностью погруженного типа и встроенными в кор­
пус сепарационными устройствами (рис. 3.11).
Парогенератор представляет собой горизонтальный испаритель,
с общей поверхностью теплообмена 6115 м2, с U-образным трубным
пучком из нержавеющих трубок диаметром 16 мм, толщиной 1,5 мм,
помещенным в цилиндрический корпус парогенератора. Концы тру­
бок завальцованы в двух вертикальных коллекторах теплоносителя.
Нагретый в реакторе теплоноситель поступает во входной кол­
лектор, распределяется по трубкам и, пройдя через них, отдает свою
теплоту воде, находящейся в межтрубном пространстве. Образую­
щийся при нагреве питательной воды насыщенный пар, проходя
из парового пространства парогенератора через жалюзийный сепа­
ратор, подвергается сушке и затем через патрубки поступает в паро­
вой коллектор. Подвод и отвод теплоносителя осуществляется снизу
через коллекторы. В верхней части коллекторы имеют люки для дос­
тупа к трубчатке.
На корпусе парогенератора предусмотрены штуцера, к которым
присоединяются трубопроводы непрерывной и периодической про­
дувок, через которые часть воды удаляется из контура на очистку.
Для крепления парогенератора используются механическая сис­
тема опор и система гидроамортизаторов, которые обеспечивают:
восприятие весовых и сейсмических нагрузок, перемещение па­
рогенератора при термическом расширении трубопроводов и корпу­
са парогенератора;
восприятие усилий, возникающих при разрыве трубопроводов
ДУ 850.
Парогенератор снаружи закрыт тепловой изоляцией, прикреплен­
ной к корпусу без применения сварки.
Оборудование относится к I категории сейсмостойкости, рассчи­
тано на максимальное землетрясение в 9 баллов по шкале MSK-64.
Срок службы — 30 лет.
80

Рис. 3.11. Парогенератор:
1 — паровой коллектор; 2 — патрубок питательной воды; 3 — патрубок подвода
аварийной питательной воды; 4 — гидроамортизаторы; 5 — штуцера периодической
продувки; 6 — штуцер дренажа

81

Основные технические данные парогенератора
Тепловая мощность, МВт

750

Номинальная паропроизводительность, т/ч (кг/с)

1470 (-408)

Предельно допустимая (с учетом неточности измерения,
пределов регулирования и динамической погрешности),
т/ч (кг/с)

1573 (-437)

Давление генерируемого пара, кгс/см2 (МГТа)

64 ± 2 (6,3 ± 0,2)

Температура, °С (К)
генерируемого пара

278,5 (-551,5)

питательной воды

220 (-493)

питательной воды при отключении ПВД

164 (-437)

аварийной питательной воды

5—163 (-278—436)

теплоносителя на входе

320 (-593)

теплоносителя на выходе

289,7 (-562)

Давление со стороны теплоносителя, кгс/см2 (МГТа)

160 ± 3 (-15,7 ± 0,3)

Сопротивление парогенератора, кгс/см2 (МПа)
по 1 -му контуру (при расходе теплоносителя
21200 м3/ч)

1,25 (-0,123)

по 2-му контуру (при номинальной паропроизводительности)
1,1 (-0,108)
Влажность пара на выходе из парогенератора, %
Непрерывная продувка по 2-му контуру (от паропроизводительности), %

не более 0,20
0,5

Система компенсации объема (давления) (см. рис. 3.2) предна­
значена для поддержания давления в 1-м контуре в допустимых пре­
делах в стационарном режиме и для ограничения колебаний давле­
ния в переходных и аварийных режимах.
Система компенсации давления включает паровой компенсатор
давления, барбатер, арматуру и соединительные трубопроводы. Ос­
новным элементом системы является паровой компенсатор давле­
ния, состоящий из вертикального цилиндрического сосуда, нижняя
часть которого заполнена водой и соединена с «горячей» ниткой
главного циркуляционного трубопровода 1-го контура.
Давление в компенсаторе и, следовательно, в 1-м контуре созда­
ется и регулируется паровой подушкой, заполняющей верхнюю
часть сосуда. Вода в компенсаторе подогревается электрическими
нагревателями до температуры насыщения. При изменениях давле­
ния в 1-м контуре компенсатор выравнивает его за счет фазовых пе­
реходов пара в жидкость и наоборот.
82

Регулируемыми параметрами являются давление и уровень воды
в компенсаторе. Регулятор давления воздействует на клапаны впры­
ска или на регулирующий автотрансформатор электронагревателей.
При более интенсивных изменениях давления в работу вступают
электрические нагреватели компенсатора, которые регулируют дав­
ление за счет изменения потребляемой мощности.
В случае быстрого увеличения давления в 1 -м контуре предусмат­
ривается непосредственный сброс теплоносителя в паровое про­
странство по специальному трубопроводу аварийного расхолажива­
ния из холодной нитки главного циркуляционного трубопровода.
При превышении предельного давления в компенсаторе срабаты­
вают предохранительные клапаны. Проходящий через них пар по­
ступает в барбатер, в котором автоматически поддерживаются необ­
ходимые уровень и температура воды.
Компенсатор объема (давления) (рис. 3.12) является частью сис­
темы компенсации давления и предназначен для создания давления
в 1-м контуре при пусках, поддержания давления в заданных преде­
лах при нормальных эксплуатационных режимах и остановах и ог­
раничения колебаний давления в переходных режимах реакторной
установки. Тип компенсатора — паровой.
Он представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд,
имеющий патрубки и штуцеры для подсоединения соответствующих
трубопроводов и приборов, а также импульсных линий. В нижней
части сосуда расположены патрубки, в которых установлены блоки
электронагревателей.
Для поддержания рабочего давления и необходимого уровня ком­
пенсатор давления снабжен регуляторами давления пара и уровня,
которые воздействуют на регулировочный автотрансформатор элек­
тронагревателей, на клапан впрыска воды из «холодной» нитки и
на работу подпиточных насосов. Нижним днищем компенсатор дав­
ления опирается на опору цилиндрической формы, закрепленную на
фундаменте. Компенсатор давления относится к оборудованию 1-й
категории сейсмостойкости.
Пар в барбатере конденсируется, неконденсирующиеся радиоак­
тивные газы собираются в его верхней части, разбавляются азотом
и удаляются в систему газоочистки. Для предотвращения чрезмерно­
го повышения давления в барбатере на нем установлены разрывные
мембраны.
Конструкция компенсатора давления обеспечивает нормальное
функционирование его при максимальном расчетном землетрясении
9 баллов по шкале MSK-64 при одновременном воздействии нагру­
зок, вызванных разрывом главного циркуляционного трубопровода.
Срок службы оборудования — 30 лет.
83

1И

I

н

^

Блоки электро­
нагревателей

К трубопроводу
контура
Опора

\(\ (\ Щ
Рис. 3.12. Компенсатор объема (давления)

Основные технические данные компенсатора давления
Номинальное давление стационарного режима,
кгс/см2(МПа)

160 ±3 (-15,7 ±0,3)

Температура номинального стационарного режима,
°С (К)

346 ± 2 (-619 ± 2)

Рабочая среда

пар, вода I контура

Емкость (полный объем), м3

79

Объем воды при номинальном режиме, м3

55

Параметры электронагревателя:
мощность единичного нагревателя, кВт

90

общая мощность блоков электронагревателей, кВт

2520

напряжение

JOKJ
^80+

10%

- 15%

вид тока

переменный

частота, Гц

50

Система аварийного охлаждения активной зоны реактора
(пассивная) (см. рис. 3.3). На АЭС с серийными блоками ВВЭР1000 принята структура трех полностью независимых каналов систе­
мы безопасности, каждый из которых по своей производительности,
быстродействию и другим факторам обеспечивает радиационную и
ядерную безопасность АЭС в любом режиме ее работы, включая ре­
жим максимально возможной проектной аварии. На АЭС имеются:
САОЗ высокого давления, предназначенная для аварийной подачи в
активную зону реактора раствора бора высокой концентрации высо­
конапорными насосами, САОЗ низкого давления, предназначенная
для залива активной зоны реактора при потере теплоносителя холод­
ной борированной водой с помощью высоконапорных насосов для
надежного отвода остаточных тепловыделений в период развития
аварии и послеаварииныи период, и пассивная система аварийного
охлаждения активной зоны реактора (пассивная часть САОЗ), пред­
назначенная для залива активной зоны реактора борированной во­
дой в начальный период аварии.
Пассивная система САОЗ состоит из гидроемкостей (рис. 3.13),
трубопроводов и арматуры и делится на два независимых канала. Ка­
ждый из этих каналов имеет по две гидроемкости, содержащие борированную воду под давлением азотной подушки и обеспечивающие
ее подачу в нижнюю и верхнюю камеры смешения реактора.
На каждом трубопроводе, соединяющем емкости с реактором,
имеются по две быстродействующие задвижки и два обратных кла­
пана. Во время нормальной работы реакторной установки быстро85

действующие задвижки от­
крыты. При аварийном сниже­
нии давления в главном цир­
куляционном контуре (ниже
давления в емкости на 1 —
2 кгс/см2) обратные клапаны
открываются и вода из емко­
сти поступает в активную зо­
ну реактора.
При снижении уровня во­
ды в емкости до 900 мм от
нижнего днища подается сиг­
нал на закрытие быстродейст­
вующих задвижек для предот­
вращения полного опорожне­
ния гидроемкости, выдавлива­
ния еще содержащейся в ак­
тивной зоне воды и подсоса
воздуха.
Емкость САОЗ представля­
ет собой вертикальный сосуд,
содержащий
борированную
воду, под постоянным давле­
нием азотной подушки. Кор­
пус емкости САОЗ плакиро­
ван изнутри нержавеющей
сталью.
Емкость САОЗ предусмат­
ривает установку уровнеме­
ров, измерителя концентра­
ции борной кислоты, предо­
хранительных клапанов, дат­
чиков давления, а также имеет
чехол для установки термо­
метра сопротивления. Она ус­
танавливается в помещении
главного
циркуляционного
Рис. 3.13. Гидроемкость СЛОЗ
контура, недоступном для об­
служивания во время работы установки. Указанное оборудование
относится к I категории сейсмостойкости.
Конструкция емкости САОЗ и способ ее закрепления обеспечива­
ет нормальное функционирование при одновременном воздействии
86

нагрузок, вызванных максимальным расчетным землетрясением
и разрывом по полному сечению трубопровода (Ду 300), соединяю­
щего гидроемкости с реактором.
Срок службы оборудования — 30 лет.
Основные технические данные гидроемкости САОЗ
Номинальное давление стационарного режима,
кгс/см2 (МПа)

60 (-65,88)

Номинальная температура, в пределах, °С (К)

20—60 (-293—333)

Номинальный объем воды, м3

50

Номинальный объем газа, м3
Допустимая температура стенки, °С (К)
Минимальная температура газа в емкости САОЗ в конце
ее опорожнения, °С (К)
Давление срабатывания предохранительного клапана,
кгс/см2 (МПа)

10
90 (363)
-ПО (-163)
66 (-6,47)

Главные циркуляционные насосы типа ГЦН-195 комплектно
с электродвигателями. Главный циркуляционный насос (рис. 3.14)
предназначен для создания принудительной циркуляции теплоноси­
теля в замкнутом циркуляционном контуре реакторной установки
на тракте ГЦН — реактор—парогенератор — ГЦН. Он размещается
на «холодной» нитке циркуляционного трубопровода и подает охла­
жденный в парогенераторе теплоноситель в реактор.
Главный циркуляционный насос представляет собой агрегат, со­
стоящий из насоса с антиреверсивным устройством, выносного элек­
тродвигателя и вспомогательных систем, устанавливается на трех ла­
пах, опирающихся на шариковые опоры, обеспечивающие насосу пе­
ремещение на 80 мм в любом горизонтальном направлении при теп­
ловых расширениях главных циркуляционных трубопроводов.
Оборудование относится к I категории сейсмостойкости, рассчи­
тано на максимальное землетрясение в 9 баллов по шкале MSK-64.
Срок службы — 30 лет.
Основные технические данные
ГЦН
Подача, м3/ч (м3/с)

20 • 103—27 • 103
(5,55—7,5)

Температура теплоносителя, °С (К)

290 (-563)

Давление на всасывании, кгс/см2 (МПа)

156 (-15,3)

Расчетное давление на прочность, кгс/см2 (МПа)

180 (-17,6)
87

Рис. 3.14. Главный циркуляционный насос ГЦН-195М

88

Расчетная температура, °С (К)

350 (~623)

Напор, кгс/см2 (МПа)

6,75 ± 0,25
(0,662 ± 0,0245)

Скорость вращения (синхронная), об/мин (с-1)
Потребляемая мощность при работе:
на горячей воде, не более, кВт
на холодной воде, не более кВт
Давление на всасывании сверх упругости паров (на всех
режимах работы АЭС), не менее, кгс/см2 (МПа)

W00 (-16,7)
5300
7000
10 (-0,98)

Электродвигатель
Мощность, кВт
Напряжение, В

8000
6000

Частота вращения (синхронная), об/мин (с-1)
Частота питающей сети, Гц

1000 (-16,7)
50

КПД, %

96 (N= 8000 кВт)

Турбины паровые АЭС (турбоустановки). В каждом блоке АЭС
мощностью 1000 МВт установлена одна турбоустановка, которая
включает турбину, конденсационное устройство, систему регенера­
ции, установку сепараторов-перегревателей, насосы и другое вспо­
могательное оборудование.
Турбина паровая типа К-1000-60/1500 мощностью 1000 МВт.
Турбина предназначена для работы в составе энергоблока атомной
электростанции с водо-водяными реакторами типа ВВЭР-1000 на на­
сыщенном паре по моноблочной схеме (блок состоит из одного реак­
тора и одной турбины для непосредственного привода генератора
переменного тока ТВВ-1000-4).
Турбина устанавливается в закрытом машинном зале и рассчита­
на на работу в базовой части графика нагрузок, а также на участие
в нормальном и аварийном регулировании мощности энергосистемы
(с возможностью покрытия переменной части графиков нагрузок).
Турбина представляет собой одновальный четырехцилиндровый
агрегат (ЦВД + ЗЦНД) без регулируемых отборов пара, с сепарацией
и с однократным двухступенчатым паровым промежуточным пере­
гревом (отборным и свежим паром) в сепарационно-перегревательном устройстве (СПП). Номинальная мощность турбины 1114 МВт
при соответствующей тепловой мощности реактора 3200 МВт (часто­
та вращения 1500 об/мин).
Турбоустановка снабжена конденсационным устройством и реге­
неративной системой для подогрева конденсата и питательной воды
за счет теплоты нерегулируемых отборов пара соответствующих па89

раметров для подогревателей высокого и низкого давления. Кроме
того имеются отборы пара на деаэратор, на приводные турбины пи­
тательных насосов, на теплофикационную водонагревательную ус­
тановку и на технологические нужды станции.
Свежий пар подается к четырем комбинированным стопорно-регулирующим клапанам. Паровые фильтры установлены в корпусах
клапанов. После регулирующих клапанов пар поступает в цилиндр
высокого давления (ЦВД). Цилиндр высокого давления выполнен
двухпоточным и имеет семь ступеней давления на каждом потоке
(см. рис. 3.6).
Из цилиндра высокого давления пар поступает по четырем трубо­
проводам в сепараторы-пароперегреватели, а затем по двум трубо­
проводам — в цилиндры низкого давления (ЦНД). На входе в ЦНД
установлены поворотные отсечные заслонки. Цилиндры низкого
давления — двухпоточные, по семь ступеней в каждом потоке.
Из ЦНД отработанный пар направляется через переходные пат­
рубки в конденсаторы подвального исполнения, расположенные пер­
пендикулярно оси турбины, где он конденсируется и направляется в
систему регенеративного подогрева основного конденсата.
Турбина оснащена системой автоматического регулирования,
представляющей совокупность двух систем:
электрогидравлической системы регулирования (ЭГСР);
гидравлической системы регулирования (ГСР).
Система маслоснабжения турбоустановки централизованная и
обеспечивает минеральным маслом ТП-22 подшипники турбины, ге­
нератора, питательных турбонасосов, систему регулирования турби­
ны, систему гидростатического подъема роторов и систему уплотне­
ния вала генератора.
Давление масла в системе маслоснабжения подшипников — 0,118
МПа (1,2 кг/см2) на уровне оси турбины. Исполнение сейсмическое,
рассчитано на максимальное землетрясение в 6 баллов по шкале
MSK-64. Срок службы турбины — 30 лет.
Основные технические данные турбины К-1000-60/1500
Частота вращения ротора турбины, об/мин (с-1)

1500 (25)

Тип парораспределения

дроссельный

Количество
Количество
Количество
Количество

2
7x2
6
7x2

выхлопов ЦВД
ступеней в ЦВД
выхлопов в ЦНД
ступеней в каждом ЦНД

Длина рабочей лопатки последней ступени ЦНД, м (мм)

1,450 (1450)

Средний диаметр последней ступени ЦНД, м (мм)

4,150 (4150)

90

Допустимое количество пусков
Количество пусков в течение года, не более
Наработка на отказ, ч, не менее

1500
50
5500

Коэффициент готовности, не менее

0,97

Электрогенератор предназначен для выработки электроэнер­
гии в продолжительном номинальном режиме. Тип генератора
ТВВ-1000-4УЗ.
Генератор состоит из неподвижной части (статора), включающей
в себя сердечник и обмотку, присоединенную к внешней сети, и вра­
щающейся части (ротор), на которой размещена обмотка возбужде­
ния, питаемая постоянным током.
Генератор представляет собой трехфазную неявнополюсную
электрическую машину. Конструктивное исполнение генератора —
закрытое герметичное. Газонепроницаемый корпус статора выпол­
нен из трех частей, ротор представляет одну цельную поковку.
Возбуждение генератора осуществляется от безщеточного возбу­
дителя, сочлененного с валом генератора.
Генератор выполнен с непосредственным охлаждением обмотки
статора дистиллированной водой; обмотки ротора и активной стали
статора — водородом, заключенным внутри газонепроницаемого
корпуса.
Дистиллят в обмотке статора циркулирует под напором насосов
и охлаждается теплообменниками, расположенными вне генератора.
Водород циркулирует в генераторе под действием вентиляторов,
установленных на валу ротора, и охлаждается четырьмя газоохлади­
телями, встроенными в корпусе генератора.
Для предотвращения выхода водорода из корпуса статора на на­
ружных щитах генератора установлены масляные уплотнения вала
генератора кольцевого типа.
Генератор допускает длительную работу при максимальной на­
грузке 1 100 000 кВт, а также при нагрузках меньше номинальной.
Основные технические данные электрогенератора
Номинальная мощность, кВт
Коэффициент мощности
Напряжение, кВ
Ток обмотки статора, кА
Частота, Гц
Частота вращения, об/мин
Коэффициент полезного действия, %

1 000 000
0,9
24,0
26,73
50
1500
98,7
91

Турбина паровая типа К-1000-60/3000 мощностью 1000 МВт
предназначена для работы в составе энергоблока атомной электро­
станции с водо-водяными реакторами ВВЭР-1000 на насыщенном
паре по моноблочной схеме (блок состоит из одного реактора и од­
ной турбины для непосредственного привода генератора переменно­
го тока ТВВ-1000-2).
Турбина представляет собой одновальный пятицилиндровый аг­
регат, состоящий из симметричного двухпоточного цилиндра высо­
кого давления ЦВД и четырех симметричных двухпоточных цилинд­
ров низкого давления ЦНД1—ЦНД4, которые имеют восемь выхло­
пов в две группы конденсаторов. Каждая группа состоит из двух
конденсаторов, присоединенных к отдельным ЦНД (см. рис. 3.7).
Промежуточный сепаратор-пароперегреватель СПИ предназна­
чен для удаления влаги и перегрева пара, поступающего в ЦНД. Ме­
жду ЦВД и ЦНД устанавливаются четыре СПП.
Турбина работает на насыщенном паре с давлением пара перед
стопорными клапанами 5,89 МПа (60 кгс/см2) и имеет семь нерегу­
лируемых отборов пара, предназначенных для подогрева питатель­
ной воды в подогревателях низкого давления ПНД, деаэраторе и по­
догревателях высокого давления ПВД до температуры / = 218 °С.
Кроме того от турбины отбирается пар на турбопривод питатель­
ного агрегата, а также турбина допускает отборы пара на собствен­
ные нужды энергоблока и дополнительные отборы на подогреватели
сетевой воды (бойлеры) без снижения мощности.
Пар через блок стопорных и регулирующих клапанов поступает
в ЦВД, который в каждом потоке имеет по пять ступеней. Пар после
ЦВД по четырем паропроводам направляется на сепарацию и промперегрев в сепаратор-пароперегреватель, после чего направляется
в ЦНД. Каждый ЦНД выполнен двухпоточным, по пять ступеней
в каждом потоке. Срок службы турбины — 30 лет.
Из ЦНД отработанный пар направляется в конденсационное уст­
ройство, где конденсируется.
Основные технические данные турбины К-1000-60/3000
Номинальная мощность, МВт

1000

Расход свежего пара при номинальной мощности, т/ч

5870

Давление свежего пара на входе в ЦВД, МПа (кгс/см2)

5,89 (60)

Температура свежего пара на входе в ЦВД, °С
Давление греющего пара на входе в промперегреватель,
МПа (кгс/см2)
Температура греющего пара на входе в промперегреватель, °С

274,3
5,71 (58,2)
272

Давление пара за ЦВД, МПа (кгс/см2)

0,579 (5,9)

92

Температура пара на входе в ЦНД, °С
Температура регенеративного подогрева питательной воды, °С
Частота вращения, об/мин

250
218
3000

Оборудование конденсатно-питательного тракта. Конденсаци­
онное устройство предназначенное для создания при работе турби­
ны наиболее экономичного вакуума с целью повышения КПД турбоустановки в целом, состоит из конденсаторов, воздухоудаляющего
устройства, конденсатных насосов. В конструкции конденсационной
установки используется схема ступенчатой конденсации пара.
Конденсационное устройство имеет две группы конденсаторов,
поперечно расположенных под ЦНД. Каждая группа состоит из двух
конденсаторов, присоединенных к отдельным ЦНД.
Отработанный пар из ЦНД турбины через выхлопные патрубки
поступает в конденсаторы, где конденсируется. Далее конденсатными насосами откачивается в линию основного конденсата системы
регенерации турбоустановки.
Охлаждающая вода, подаваемая с помощью циркуляционных на­
сосов, проходит двумя потоками последовательно через оба конден­
сатора каждой группы (во время работы турбины с пониженной на­
грузкой один из потоков отключается). Каждый конденсатор состоит
из сварного корпуса и трубной системы. Трубная система состоит из
трубных досок с завальцованными в них трубками. Конденсатор ус­
танавливается на пружинных опорах.
Паровоздушная смесь отсасывается из конденсаторов турбины
и водяных камер с помощью четырех водоструйных эжекторов
(рис. 3.15)
Основные технические данные
Поверхность теплопередачи конденсационного устройства
общая, м2

88 000

Размеры и количество конденсационных трубок, мм

28x1/12 000

Номинальный расход охлаждающей воды, м3/ч

170 000

Общее гидравлическое сопротивление, МПа

0,07

Подогреватели низкого давления предназначены для подогрева
основного конденсата турбины. На конденсатно-питательном тракте
турбины установлены подогреватели двух типов — смешивающего
и поверхностного.
Подогреватели низкого давления смешивающего типа — горизон­
тальные (рис. 3.16). Каждый из них состоит из цилиндрического кор­
пуса и установленных внутри его горизонтальных перфорированных
тарелок.
93

Рис. 3.15. Эжектор водоструйный:
а — типа ЭВ-1-230; б — типа ЭВ-7-1000

Основной конденсат, проходя через отверстия тарелок, разбивает­
ся на мелкие струи и подогревается идущим навстречу паром. Каж­
дый аппарат снабжен перегородкой с обратными клапанами, отде­
ляющими водный объем подогревателя от парового пространства,
что предотвращает массовое вскипание воды при снижении давле­
ния в корпусе аппарата.
Защита от попадания пароводяной среды в турбину из подогрева­
теля при сбросе нагрузки обеспечивается обратным паровым клапа­
ном, встроенным в аппарат.
94

Выход неконденсирующихся
• газов

Вход греющего
пара

А-Л

Выход
конденсата

Рис. 3.16. Подогреватели
смешивающего типа

низкого давления

Основные технические данные смешивающих ПНД
ПНД-1

ПНД-2

2000

4000

воды на входе

38,8

65,5

на выходе

65,5

86,7

греющего пара

126,7

162,5

Поверхность теплообмена, м2
Температура, °С:

Давление в корпусе, МПа (кгс/см2)

0,033 (0,34) 0,084 (0,86)

Подогреватели низкого давления поверхностного типа (рис. 3.17, а)
используют пар из отборов цилиндров высокого и низкого давления.
Каждый подогреватель представляет собой вертикальный теплообмен­
ник регенеративного типа. Он состоит из разъемного корпуса, водяной
камеры и трубной системы. Нагреваемая вода движется по трубкам, а
95

а)

б)

Рис. 3.17. Подогреватели:
а — низкого давления поверхностного типа ПН-3200-30-16-1А; б
давления

высокого

греющий пар через патрубок корпуса поступает в межтрубное про­
странство, в котором установлены перегородки, направляющие движе­
ние парового потока. Трубная система образована прямыми трубами,
завальцованными в трубные доски.
Конденсатный тракт рассчитан на полное давление конденсатных
насосов в безрасходном режиме.
Основные технические данные поверхностных ПНД
Поверхность теплообмена, м2

3226

Температура конденсата, °С:

96

на входе, (ПНД-3, 4 и 5)

86,7/102,1/122,2

на выходе, (ПНД-3, 4 и 5)

102,1/122,2/154,5

Давление, МПа (кгс/см2):
в трубной системе

2,94 (30)

в корпусе

1,568 (16)

Подогреватели высокого давления (ПВД) предназначены для по­
догрева питательной воды после питательных насосов паром, посту­
пающим из отборов ЦВД турбины (см. рис. 3.17, б).
Каждый подогреватель представляет собой вертикальный тепло­
обменник поверхностного типа, состоящий из двух корпусов. По­
верхность теплообмена ПВД выполнена в виде спиралей из труб,
приваренных к раздающим и сборным коллекторам. Нагреваемая во­
да движется по трубам, а греющий пар через патрубок корпуса по­
ступает в межтрубное пространство.
В каждом корпусе ПВД имеется встроенный охладитель конденсата
греющего пара. Охлаждающей средой служит питательная вода, про­
ходящая через охладитель до поступления ее в основную поверхность
подогревателя. Каждый корпус подогревателя снабжен регулирующим
клапаном отвода конденсата греющего пара из подогревателя.
Основные технические данные ПВД
Поверхность теплообмена, м2
Температура питательной воды, °С:
на входе
на выходе

2500
168,8/193,7
193,7/217,6

Давление, МПа (кгс/см2):
в трубной системе
в корпусе

11,76 (120)
1,813 (18,5)

Деаэратор предназначен для удаления коррозионно-активных га­
зов, растворенных в питательной воде парогенераторов. Он состоит из
двух деаэрационных колонок и одного деаэраторного бака. Вертикаль­
ные колонки устанавливаются на горизонтальный деаэраторный бак.
Основные технические данные деаэратора
Рабочая среда

пар, вода

Давление, МПа (кгс/см2):
рабочее (избыточное)
допустимое при работающих клапанах
Рабочая температура, °С

0,6 (6,0)
0,7 (7,0)
164

Внутренний объем, м3

264

Полезная вместимость бака, м3

264
97

Глава 4. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ
АЭС И ЕЕ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

4.1. ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ
ПРИ РАБОТЕ АЭС

Показатель тепловой экономичности при работе АЭС в конденса­
ционном режиме — КПД — был описан в § 2.3. Там были приведе­
ны способы расчета термического КПД y\t для термодинамического
цикла с внутренней регенерацией тепла и без нее, а также даны вы­
ражения для электрического КПД турбогенераторной установки г|э
и составляющих его частных КПД: внутреннего относительного
(и абсолютного) КПД турбины Ло/ОП/Х механического КПД турбины
цм и КПД электрогенератора г|г.
В данном параграфе излагается последовательный путь перехода
от КПД турбогенераторной установки к КПД АЭС в целом. Чтобы
получить величину КПД АЭС следует учесть тепловые потери
на оборудовании АЭС (см. гл. 3) и материальные потери рабочего
тела. Обозначим коэффициент влияния тепловых потерь на КПД
АЭС через и. Тепловые потери в окружающую среду происходят
от реактора о , парогенератора о пг , турбопроводов и контуров АЭС
и j и и 2, с продувочной водой 1-го контура и ! и прочими поте­
рями теплоты в контуре о пч , в которые входят потери с организован­
ными протечками 1-го контура, с уплотняющей водой ГЦН, с охла­
ждающей водой СУЗ, а также потери с продувочной водой парогене­
ратора о п г при подаче пара на уплотнения вала турбины и штоков
клапанов о . Материальные и тепловые потери происходят при
утечке пара через неплотности фланцевых соединений во 2-м конту­
ре о и при использовании пара на эжекторах основных и уплотне­
ний турбины оэж. С учетом этих потерь
ЛАЭС = Л э ^ п о т е р ь = П г ЛмЛоЛ^р^пг и тр1 и тр2 и пр1^пр.пг^упл^ут и эж и пч-

(4Л)

Тепловые потери невелики. Так тепловые потери в трубопрово­
дах составляют 0,5 % от величины транспортируемой теплоты. Тако­
го же порядка или меньше другие тепловые потери. Однако они
должны быть учтены. При этом следует иметь в виду, что тепловые
потери могут происходить как вместе с материальными потерями
(например, в случае утечки рабочего тела), так и без материальных
потерь (например, в случае продувочной воды при ее возврате в кон­
тур после очистки).
98

При наличии утечек теплоносителя или рабочего тела тепловые
потери нетрудно оценить, так как они прямо пропорциональны ма­
териальным потерям. Параметры теплоносителя или рабочего тела,
которые теряются на станции, как правило, известны, так же как
примерное или точное значение их потерь. Этих данных достаточно,
чтобы оценить тепловые потери.
Если тепловые потери происходят без материальных потерь, как,
например, на доохладителях продувки, то оценку тепловых потерь
можно произвести путем расчета. Технологическая схема охладитель­
ного устройства в этом случае выполняется, так, как показано на
рис. 4.1. Тепловые потери происходят при отводе теплоты с техниче­
ской водой и сбросе ее в конечном итоге в окружающую среду.
Тепловой и материальный баланс теплообменника-доохладителя
запишется следующим образом: обозначим энтальпию охлаждаемой
среды на входе в теплообменник (точка a) ha, а на выходе (точка Ъ)
hb. Энтальпию технической воды на входе обозначим /г'тв, а на вы­
ходе h"TB, расход технической воды GTB.
Тогда
G

up(ha

~ А А)ЛДООХ = <?т.в( А т.в "

КЛ

При проектировании АЭС производится расчет G , температур
охлаждающей среды и ее расхода, чтобы обеспечить температуру
охлаждаемой среды при входе на ионообменные фильтры (точка Ь)
не более 60 °С. Соответственно потеря теплоты на охлаждающем
устройстве продувки составит Q * = GTB(h"TB - h'TB).
Если речь идет о продувке реакторного контура, то
Unpi = (2p-enpi)/2 P >
где Q — количество теплоты, вы­
деленное в реакторе, кДж/с; Q х —
тепловые потери в системе продув­
ки контура, кДж/с.
Аналогично следует вычислять
и другие тепловые потери и их
вклад в снижение КПД АЭС.
Рис. 4.1. Технологическая схема охлади­
тельного устройства продувки:
1 — линия подачи охлаждаемой среды на
теплообменник продувки; 2 — возврат
очищенной среды в контур; 3 — регенера­
тивный теплообменник; 4 — доохладитель; 5 — техническая вода на доохладитель; 6 — ионообменный фильтр
99

Полученное выражение (4.1) для КПД АЭС не учитывает расход
электроэнергии (или теплоты) на собственные нужды АЭС. Потре­
бителями электроэнергии на АЭС являются электронасосы, электро­
нагреватели, контрольно-измерительные приборы и аппараты
(КИПиА), приводы арматуры и т.п. Потребителями тепловой энер­
гии являются турбонасосы, паровые эжекторы, испарители или вы­
парные установки и т.п. Поэтому приведенное выражение принято
считать КПД брутто в отличие от КПД нетто, где учтены собствен­
ные расходы энергии на АЭС; КПД АЭС брутто имеет и иное экви­
валентное выражение
W
ЛАЭСбр= ^ V 2 o И Л И ЛАЭСбр=
^Q^
где W3 — количество электроэнергии, выработанное на АЭС источ­
ником теплоты, кВт • ч; Q0, Q — общее количество теплоты, произ­
веденной на установке (на АЭС — в ядерном реакторе) для генера­
ции количества электроэнергии W3, кДж. Для приведения в количе­
ственное соответствие, с учетом несколько различающихся размер­
ностей числителя и знаменателя, это выражение следует использо­
вать в виде

ЛАЭС=^Э/36002р.

Если суммарный расход на собственные нужды АЭС (примерно
4 % теплоты, выработанной в реакторе) представить в виде суммы
частных расходов
W
ТТ

с.н

=

m

2>

С Н/ ?

то нетрудно описать КПД нетто АЭС как
ЛАЭСнт = ( ^ э - ^ с . „ ) / е р Показателем тепловой экономичности АЭС является также
удельный расход теплоты, т.е. полное количество теплоты, которую
следует генерировать на АЭС для производства
1 кВт-ч электроэнергии qA3C = 3600Q /Wr Очевид­
но, что qA3C = 1/ЛАЭСОбщая картина потерь теплоты при производстве
электроэнергии на АЭС в наглядной интерпретации
представлена на рис. 4.2.
Рис. 4.2. Потери теплоты при производстве электроэнергии
на АЭС:
1 — потери теплоты в реакторе (0,02—0,05) Q • 2 — потери теп­
лоты во внереакторной части АЭС (0,65—0,70) Q; 3 — собствен­
ные нужды АЭС (0,04—0,06) Q ; 4 — отпуск теплоты и электро­
энергии потребителям (0,30—0,33) Q
100

Атомная электростанция, как правило, направляет потребителям
генерируемую в ядерном реакторе тепловую энергию как в первичном
виде — в виде тепловой энергии, так и в преобразованном виде —
в виде электрической энергии. Потребителями тепловой энергии явля­
ются здания и службы самой АЭС для отопления, вентиляции, горяче­
го водоснабжения для санпропускников, душевых, спецпрачечных
и т.п. Кроме того АЭС обеспечивает теплотой расположенный обычно
недалеко от нее поселок, где живут люди, обслуживающие станцию.
В поселке тепловая энергия, поступившая с АЭС, используется также
для целей отопления, кондиционирования и горячего водоснабжения
жилых домов и службы быта. На АЭС носителями тепловой энергии
являются пар и горячая вода. Пар используется в технологическом
процессе на АЭС в выпарных установках и доупаривателях, в уплот­
нениях главных паровых турбин, для приводных турбин в составе пи­
тательных установок и др. С учетом этого тепловая экономичность
должна характеризоваться показателями тепловой экономичности от­
дельно по производству электроэнергии и по производству теплоты.
При этом следовало бы выделить из общего количества генериро­
ванной в реакторе теплоты два потока: часть, которая направляется
потребителям в непреобразованном виде, и часть (несравненно боль­
шая), которая поступает на паротурбинную установку для реализа­
ции дальнейшей цепочки преобразования и получения электроэнер­
гии. Поскольку это сделать трудно с достаточной точностью, посту­
пают иначе: учитывают теплоту, направленную тепловому потреби­
телю QT п, а разность между полным количеством генерированного
тепла Q0 и QTU относят на счет потребителя электроэнергии. Тогда
КПД по производству электроэнергии при частичном тепловом по­
треблении по аналогии с предыдущим определяется как

где QTn — количество теплоты, направленной тепловому потребите­
лю; г|пот — коэффициент, учитывающий потери теплоты в коммуни­
кациях и аппаратах на пути теплового потока к потребителю.
Отсюда видно, что использование части теплоты в непреобразо­
ванном виде повышает КПД АЭС по производству электроэнергии,
что вполне понятно, так как при тепловом потреблении отсутствует
тепловая потеря в конденсаторе турбины.
101

4.2. ПОКАЗАТЕЛИ ОБЩЕЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ АЭС

Общая экономичность АЭС, как и традиционной тепловой элек­
тростанции, характеризуется несколькими удельными показателями:
капитальные затраты на сооружение АЭС,
себестоимость электрической и тепловой энергии,
приведенные затраты.
Удельные капитальные затраты, руб/кВт, вычисляются как от­
ношение полных затрат на сооружение АЭС Къ, руб., к установлен­
ной электрической мощности АЭС брутто N36 , кВт:
и называются удельной стоимостью 1 кВт установленной мощности.
Величина К зависит от ряда технических и технико-экономических показателей и потому является достаточно емким показателем
общей экономичности. Эта величина зависит от типа электростан­
ции, параметров рабочего тела, типа теплоносителя и его парамет­
ров, электрической мощности АЭС и единичной мощности состав­
ляющего ее основного оборудования (реактора, парогенератора, турбоэлектрогенератора, ГНЦ и т.п.).
Для однотипных АЭС при одинаковых параметрах термодинами­
ческого цикла увеличение единичной мощности основного оборудо­
вания и АЭС в целом приводит к снижению К . Однако на АЭС эта
ум.

величина включает в себя ряд составляющих, аналоги которых
не входят в расчет при вычислении этой величины для электростан­
ций на органическом топливе. Так после аварий на АЭС ТМА
(США) и Чернобыльской АЭС в мире существенно возросли затраты
на системы безопасности АЭС.
Социальная приемлемость ядерной энергетики определяется также
необходимостью реализации надежных решений при захоронении ра­
диоактивных отходов и снятии АЭС с эксплуатации. Эти дополни­
тельные вложения капиталов в первоначальную стоимость АЭС при­
водят, естественно, к росту К в настоящее время. В дальнейшем,
ум.

можно предположить, по мере совершенствования технологии и обо­
рудования, используемых при снятии АЭС с эксплуатации, многократ­
ном использовании специально для этих целей разработанного обору­
дования, стоимость снятия АЭС с эксплуатации будет снижаться.
Аналогичный прогноз представляется правомерным сделать от­
носительно затрат, связанных с захоронением радиоактивных отхо­
дов (РАО) АЭС. Использование процесса трансмутации в техноло­
гии РАО, создание электроядерных установок позволит существенно
снизить, в конечном итоге, стоимость переработки и захоронения
РАО и повысить надежность и безопасность ядерной энергетики
102

в целом. Сопоставление К для электростанций разных типов с целью их ранжирования по этому показателю, возможно только при
расчете этой величины по общей методике, учитывающей все затра­
ты на сооружение электростанции и защиту окружающей природной
среды и человека. Однако в традиционной тепловой энергетике та­
кие методики не используются. Более того, газовые выбросы тепло­
вых электростанций, использующих органическое топливо, содер­
жат радионуклиды 226Ra, 228Ra, 238U, 232Th, 228Th и др. Однако сис­
темы их удаления перед сбросом газа в атмосферу не применяются.
Удельная себестоимость электрической или тепловой энергии,
произведенной на электростанции, вычисляется, как отношение из­
держек производства С, руб., за определенный период времени к ко­
личеству произведенной за этот период электрической Э, кВт • ч, или
тепловой Г, кДж, энергий:
сэ = С3/Э

и сТ = СТ/Т,

где Сэ и Ст — затраты электростанции на генерацию электрической,
руб/кВт • ч, или тепловой, руб/кДж, энергии соответственно.
Принято обычно вычислять составляющие полных затрат отдель­
но на производство электроэнергии Сэ или теплоты С г
С =С
э

+С + С

твэл

к

экспл'

где Ствэл — стоимость ядерного топлива; Ск — затраты, связанные
с амортизацией оборудования, с текущим и капитальным ремонта­
ми, с модернизацией оборудования и систем безопасности и т.п.;
Сэкспл — эксплуатационные расходы, куда входят оплата труда пер­
сонала электростанции, налоги, отчисления на социальное страхова­
ние, затраты на расходные материалы, услуги производственных
подразделений, обеспечивающих эксплуатацию и другие общестан­
ционные расходы.
Следовательно, удельная себестоимость может быть также выра­
жена через указанные три составляющие
с

э

= С /Э

э

= С

твэл / Э

+

С

к/Э +

С

экспл /Э

=

С

твэл

+ С

к+

С

экспл>

где ствэл — топливная составляющая удельной себестоимости элек­
троэнергии; ск — составляющая капитальных затрат в себестоимо­
сти электроэнергии; сэкспл — вклад эксплуатационных затрат в себе­
стоимость электроэнергии.
Составляющая капитальных затрат в себестоимости электроэнер­
гии ск может быть определена по формуле
C

K=PaK3/N3XycV

103

где ра — коэффициент амортизации капиталовложений в электро­
станцию; т — число часов использования установленной мощно­
сти. Поскольку отношение KJN3 = К является удельной стоимо­
стью 1 кВт установленной мощности, выражение для ск можно запи­
сать иначе
С

к ~

Ра^уд'^уст

Аналогично может быть описана себестоимость выработки теп­
ловой энергии.
В переходный период от плановой к рыночной экономике Феде­
ральная энергетическая комиссия (ФЭК) устанавливает тариф отпус­
ка (и оплаты) электроэнергии, который может изменяться в пределах
от значения, равного себестоимости, до значения, превышающего ее
примерно в 1,5 раза. От величины тарифа исчисляются накопления в
фонд снятия АЭС с эксплуатации, которые в настоящее время (с
2000 г.) составляют 4,64 %.
Как следует из изложенного, значения удельной себестоимости
электроэнергии сэ (или теплоты ст) определяющим образом зависят
от количества целевого продукта, произведенного на электростанции
(электроэнергии или теплоты) при рассматриваемом уровне затрат.
Иными словами себестоимость зависит от интенсивности работы ге­
нерирующего оборудования. Показателем интенсивности работы
электростанции является коэффициент использования установленной
мощности (КИУМ), который чаще всего исчисляется за год, %:
KMyM=Js22=
х
уст год

J™. 100 = ^
год.уст

100.

^уст

Здесь Эгод = А^сртгод — количество электроэнергии, выработанной
электростанцией в течение года; Э
— количество электроэнер­
гии, которое могло быть выработано при работе электростанции
с использованием 100 % установленной мощности в течение года.
Таким образом, КИУМ позволяет учитывать надежность работы
станционного оборудования. Как правило, естественно, N < N .
Снижение N до уровня N происходит за счет плановых и непла­
новых (аварийных) остановов оборудования, а также за счет недовы­
работки электроэнергии по другим причинам (в том числе по огра­
ничениям нагрузки в соответствии с диспетчерским графиком нагру­
зок).
Ниже приведены значения КИУМ российских АЭС в 1991—2001 гг.
Годы

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

КИУМ

67,7

104

67,3

64,9

52,6

53,4

58,3

58,2

55,6

64,5

69,1

72,4

TV, МВт

8760 т,ч
Рис. 4.3. Классификация электростанций по продолжительности использования
установленной мощности в течение года

Из приведенных данных видно, что в последние годы (2000—
2001 гг.) на российских АЭС значение КИУМ поднялось до значе­
ний, наблюдаемых на АЭС высокоразвитых зарубежных стран.
Величина Кэ^ (КИУМ) позволяет определить годовое число ча­
сов использования установленной мощности электростанции:
_
^испуст.м

год _
N
~
уст

срТгод _ „
N
~~ эфф^год *
уст

В зависимости от значения т и с п у с т м определяется режим эксплуа­
тации станции:
1) при т до 2000 ч режим называется пиковым;
2) при 2000 ч <т < 5000 ч режим условно называется полупиковым\
3) при т > 6000 ч работы режим эксплуатации называется базовым.
Такая ранжировка электростанций позволяет при объединении
разных электростанций в единую энергосистему оптимально распре­
делять нагрузку между ними (рис. 4.3). Практика эксплуатации энер­
госистем показывает, что оптимальные экономические показатели в
системе достигаются, если пиковые нагрузки несут электростанции
с относительно низкими КПД или устаревшим оборудованием. В ба­
зовом режиме целесообразно использовать электростанции с совре­
менным достаточно дорогим оборудованием и низкой топливной со­
ставляющей себестоимости электроэнергии. Атомные станции
удовлетворяют этим условиям.
При оценке себестоимости тепловой энергии, произведенной на
электростанции, может быть использован аналогичный методиче­
ский подход.
4.3. РАСХОД ТОПЛИВА НА АЭС

В традиционной энергетике энергетической характеристикой ор­
ганического топлива является его теплотворная способность, т.е. ко­
личество теплоты, которое выделяется при сжигании единицы мас105

сы или объема топлива. Энергетической характеристикой ядерного
топлива является удельная энерговыработка, представляющая собой
тепловую энергию, которая может быть получена с единицы массы
ядерного топлива при данном изотопном составе за весь период пре­
бывания его в реакторе. Единицей измерения удельной энерговыра­
ботки может быть мегаватт-сутки на тонну (МВт • сут/т) или кило­
ватт-сутки на килограмм (кВт • сут/кг). В единицах системы СИ
1 МВт • сут/т = 24 000 кВт • ч/т. Это соответствует величине тепло­
творной способности 2,95 тонн условного органического топлива
(т у.т.) (1 т у.т. » 29,3 ГДж).
Удельная энерговыработка В определяет глубину выгорания ядер­
ного топлива. Глубина выгорания ядерного топлива может быть вы­
ражена как масса разделившихся ядер, отнесенная к массе топлива:
а, кг/т (г/кг). Соотношение между удельной энерговыработкой
и количеством разделившихся ядер, содержащихся в единице массы
ядерного топлива, определяется величиной К:
а = К • В или В = а/К,
где К — величина постоянная для того или иного делящего нуклида;
К = 1,05 для 235U, и К = 1,07 для 239Ри.
В действительности убыль делящегося нуклида 235U несколько
больше, так как одновременно с делением с вероятностью примерно
0,15 происходит реакция радиационного захвата нейтрона ядром
урана-235 с образованием урана-236, который не делится. Аналогич­
но процесс протекает с участием ядра 239Ри, в результате чего обра­
зуется неделящийся нуклид 240Ри с вероятностью примерно 0,26.
Поэтому в реакторах на тепловых нейтронах фактически К для ура­
на-235 равно не 1,05, а 1,2—1,22 и соответственно для выработки
1 МВт/сут тепловой энергии тратится не 1,05 г, а 1,2—1,22 г урана235, причем 0,15—0,17 г из них за счет поглощения нейтронов без
деления ядер и без выделения тепловой энергии.
Годовая потребность в топливе с обогащением X определяется
следующим образом [17], т/год:
iVT365cp
Х

В

Л^ Р 365ф Л^ Р 365ф
г| б Р£

Лбр

к
а

'

где NT — номинальная установленная тепловая мощность реактора,
МВт; Л^р — электрическая мощность брутто, МВт; г|бР — коэффици­
ент полезного действия АЭС брутто; ф — среднегодовой коэффици­
ент использования установленной мощности (КИУМ); В — средняя
удельная энерговыработка (глубина выгорания топлива), МВт • сут/т;
106

а — масса разделившихся ядер, приходящаяся в среднем на единицу
массы топлива с обогащением X, кг/т; К = 1,05 г/МВт • сут — удель­
ный расход делящихся нуклидов для получения тепловой энергии.
4.4. ОСОБЕННОСТИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ,
ГРАФИКИ НАГРУЗОК

Основное назначение электростанции состоит в снабжении по­
требителей электрической и тепловой энергией. Потребителями
электроэнергии являются: промышленные предприятия и сельскохо­
зяйственные производства; электрифицированный транспорт в жи­
лых массивах, электропоезда пригородного и дальнего сообщения;
осветительные системы городов и жилых поселков, а также электро­
бытовые приборы. Потребителями тепловой энергии в виде пара
и горячей воды являются промышленные предприятия и сельскохо­
зяйственные объекты для технологических нужд, отопления и кон­
диционирования; те же предприятия для санитарно-бытовых нужд;
жилые помещения для отопления и горячего водоснабжения и дру­
гих бытовых нужд.
В отличие от других промышленных предприятий электростан­
ции работают без складов готовой продукции, так как практически
пригодных аккумуляторов электрической и тепловой энергии в на­
стоящее время еще не создано. Строго говоря, тепловые аккумулято­
ры существуют, но они громоздки и неэкономичны, по причине чего
не получили широкого распространения на практике.
Поэтому целевой продукт электростанции (электроэнергия или
теплота) непосредственно поступает потребителю по линиям элек­
тропередачи или по тепловым трассам. Поскольку потребители про­
дукции электростанции также не имеют хранилищ для нее, она
непосредственно идет в употребление. Режимы работы потребите­
лей определяются спецификой технологического процесса или про­
изводственными планами. Эти режимы, как понятно из изложенно­
го, определяют соответствующие режимы работы электростанций.
Таким образом, электростанции работают в режиме потребления,
что является их особенностью как промышленного предприятия.
Эта особенность имеет несколько следствий, определяющих ус­
ловия эксплуатации оборудования электростанций.
Первое следствие. Основное и вспомогательное оборудование
электростанций должно иметь повышенную надежность, чтобы
в любой момент времени быть способным ответить на требования
потребителя, так как неплановый останов или резкое снижение про­
изводительности оборудования у потребителя может привести к су­
щественному экономическому ущербу (например, останов электро107

дг кВт

Р ис - 4-4. Полный суточный график электрической
нагрузки:
/, //, /// — трех-, двух- и односменные промышлен­
ные предприятия; IV — электрифицированный
транспорт; V — осветительно-бытовая нагрузка;
VI— потери и собственные нужды станции

плавильных печей в металлургическом
производстве и т.п.). Поэтому на электро­
станции часть оборудования находится
в холодном или горячем резерве, проводят­
ся регулярные осмотры и ревизии оборудо­
вания, планово-предупредительные ремон­
ты и т.п.
Второе следствие. Удовлетворить тре­
бованиям работы в режиме потребления
легче при объединении электростанций в
энергетические системы, куда могут входить гидростанции, электро­
станции на органическом топливе, атомные электростанции, а также
ветровые, солнечные и др. Однако электростанции могут работать и
изолированно, что осложняет и удорожает их эксплуатацию. В энер­
гетической системе появляется возможность оптимального распре­
деления нагрузки между электростанциями различных типов
(см. рис. 4.3): в покрытии пиковых нагрузок участвуют, как правило,
электростанции с устаревшим оборудованием, низким КПД и высо­
ким значением топливной составляющей в себестоимости электро­
энергии. Атомные электростанции, оснащенные современным обо­
рудованием и имеющие низкое значение топливной составляющей
себестоимости, работают в базовой части годовых электрических на­
грузок.
Третье следствие. В энергетическую систему необходимо вклю­
чать резервные мощности для восполнения общей мощности систе­
мы в случае ее провала.
Электрические (и тепловые) нагрузки электростанций изменяют­
ся не только в течение года, но и в течение суток. На рис. 4.4 пред­
ставлен суточный график электрических нагрузок (аналогичный ха­
рактер имеет суточный график тепловых нагрузок) для энергетиче­
ской системы. Как видно из графика, электрическая нагрузка, кото­
рая описывается ломаной кривой, изменяется в течение суток в ши­
роких пределах. Кривая имеет два минимума и два максимума. Ноч­
ное снижение потребления электрической энергии приводит к умень­
шению нагрузки до 75 % максимальной, а дневное, связанное со сни­
жением интенсивности работы промышленных предприятий в пери­
од обеденных перерывов, снижает нагрузку примерно до 85 %.
108

Кривая имеет также утренний и вечерний максимумы. Утренний
максимум определяется повышением потребления электроэнергии
в быту, на электрическом транспорте, на промышленных предпри­
ятиях и в сельском хозяйстве. Вечерний максимум определяется
в основном электробытовой нагрузкой, освещением и электротранс­
портом. Вечерний максимум, чаще всего, выше утреннего. Кроме то­
го, величины пиков нагрузки зависят от времени года: зимой значе­
ния максимальных нагрузок выше, чем летом. По значению вечерне­
го максимума в зимнее время определяется необходимая установ­
ленная мощность энергетической системы.

Глава 5. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
И ОПЕРАТИВНЫЕ ВОПРОСЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ
АЭС

5.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Эксплуатация энергоблока АЭС должна быть направлена на дос­
тижение безопасным образом цели, для которой была построена
АЭС, включая работу на мощности, пуск, останов, испытания, тех­
ническое обслуживание, ремонт и перегрузку топлива, инспектиро­
вание во время эксплуатации.
Основные задачи при эксплуатации АЭС следующие:
производство тепловой и электрической энергии в установленном
количестве и качестве;
соблюдение пределов и условий безопасной эксплуатации;
обеспечение надежной и экономичной работы оборудования;
максимально возможное снижение вредного воздействия на пер­
сонал, население и окружающую среду;
соблюдение оперативно-диспетчерской дисциплины.
Для достижения основной цели безопасности — предотвращения
выхода радиоактивных продуктов за пределы физических барьеров
выполняются три фундаментальные функции безопасности:
контроль и управление реактивностью;
обеспечение охлаждения активной зоны реактора;
локализация и надежное удержание радиоактивных продуктов.
Основной задачей эксплуатации является выполнение этих фун­
даментальных функций одновременно и постоянно, во всех режи­
мах, включая режимы останова энергоблока для перегрузки топлива.
Формализация системы управления безопасностью требует стро­
гого разграничения полномочий в деятельности, влияющей на безо­
пасность АЭС, и распределения ответственности между органами
государственного управления и регулирования безопасности, экс­
плуатирующей организацией, АЭС.
Основным документом, определяющим безопасную эксплуата­
цию АЭС, является Технологический регламент, содержащий:
общий порядок выполнения технологических операций, связан­
ных с безопасностью АЭС;
условия работы на разных уровнях мощности;
требования, правила и основные приемы безопасной эксплуата­
ции станции;
ПО

требования к проведению периодических опробований и испыта­
ний систем и оборудования АЭС;
пределы и условия безопасной эксплуатации.
В процессе эксплуатации энергоблока существует два основных
состояния эксплуатации:
нормальная эксплуатация;
нарушение пределов и/или условий безопасной эксплуатации.
Нормальная эксплуатация АЭС — эксплуатация АЭС в опреде­
ленных проектом эксплуатационных пределах и условиях.
Пределами безопасной эксплуатации являются установленные
проектом значения параметров технологического процесса, отклоне­
ния от которых могут привести к аварии.
Условиями безопасной эксплуатации являются установленные
проектом минимальные условия по количеству, характеристикам, со­
стоянию работоспособности и условиям технического обслуживания
систем (элементов), важных для безопасности, при которых обеспе­
чивается соблюдение пределов безопасной эксплуатации и/или кри­
териев безопасности.
Разграничение функций, обязанностей по обслуживанию систем,
оборудования, помещений и порядок операций, периодичность кон­
троля параметров при эксплуатации отдельных систем и оборудова­
ния в процессе поддержания заданного режима работы энергоблока
АЭС определяются Технологическим регламентом, соответствую­
щими должностными, производственными инструкциями и положе­
ниями.
В случаях нарушения пределов и условий нормальной эксплуата­
ции оперативный персонал должен действовать согласно специаль­
ным инструкциям по обеспечению безопасности при проектных и
запроектных авариях.
5.2. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Реализация политики в области безопасности на всех уровнях
требуют четкого разделения ответственности в деятельности, связан­
ной с безопасностью.
Официальная ответственность за безопасность АЭС лежит
на эксплуатирующей организации, а делегированные полномочия —
на административном руководстве АЭС.
Признавая приоритет обеспечения безопасности атомных элек­
тростанций эксплуатирующая организация исходит из следующего:
ответственность эксплуатирующей организации не уменьшается
в связи с самостоятельной деятельностью и ответственностью про­
ектировщиков, изготовителей и поставщиков оборудования, строи111

телей, других предприятий и организаций, органов государственно­
го управления и регулирования безопасности;
все лица и организации, причастные к жизненному циклу атом­
ной электростанции на всех этапах, должны руководствоваться в
своих действиях и взаимоотношениях принципами культуры безо­
пасности;
безусловное выполнение требований законов Российской Федера­
ции, Федеральных законов России в области безопасного использо­
вании ядерной энергии, а также федеральных правил и норм безо­
пасности в ядерной энергетике. При этом должны последовательно и
целенаправленно учитываться рекомендации сводов, положений
и руководств по безопасности атомных электростанций МАГАТЭ.
Административное руководство АЭС в рамках полномочий, деле­
гированных ему эксплуатирующей организацией, организует управ­
ление атомной электростанцией, создав для этого определенную
структуру управления.
Организационная структура управления АЭС построена на иерар­
хическом принципе, в основании которого лежат структурные под­
разделения — цеха и отделы, а в вершине находится — администра­
тивно-техническое руководство.
Центральным звеном организационной структуры АЭС является
Оперативное управление, в основании которого находится дежурная
смена.
Административно-техническое руководство АЭС на основе про­
ектных материалов, документации заводов-изготовителей, с учетом
требований Технологического регламента, регламента технического
обслуживания и ремонта оборудования, организует разработку и вы­
пуск для систем нормальной эксплуатации, систем, важных для
безопасности и систем безопасности:
инструкций по эксплуатации систем и оборудования;
инструкций (регламентов) по проведению проверок и испытаний;
графиков проведения техобслуживания, планово-предупредитель­
ных и капитальных ремонтов систем и элементов энергоблока АЭС;
графиков проведения испытаний и проверок функционирования
систем безопасности.
На основе требований проектной документации, Технического
обоснования безопасности и Технологического регламента безопас­
ной эксплуатации административно-техническое руководство АЭС
организует разработку Инструкций по ликвидации аварий, в которых
расписаны действия персонала в случае возникновения аварийного
состояния на АЭС.
Для обеспечения готовности персонала к действиям при тяжелых
запроектных авариях на основании дополнительных к проектным
112

материалам исследований и расчетных материалов разрабатывается
Руководство по управлению запроектными авариями.
Для разработки Инструкций по ликвидации аварий и Руководства
по управлению запроектными авариями привлекаются проектные,
конструкторские и специализированные организации.
Кроме того, электростанция (эксплуатирующая организация)
должна разработать мероприятия, позволяющие постоянно в уста­
новленном порядке контролировать уровень безопасности. Эти ме­
роприятия должны разрабатываться таким образом, чтобы обеспе­
чить уверенность в том, что безопасность на электростанции поддер­
живается на необходимом уровне и постоянно повышается. Они так­
же должны обеспечить выявление случаев недостаточности уровня
безопасности, при этом необходимо определение соответствующих
корректирующих мер.
Поддержание оборудования и систем в исправном и работоспо­
собном состоянии обеспечивается за счет постоянного контроля
за состоянием систем и оборудования, а также периодических прове­
рок и испытаний работоспособности оборудования, выполняемых в
процессе эксплуатации и технического обслуживания.
Контроль и инспекции состояния оборудования реализуются при
проведении технического обслуживания и ремонта путем проведе­
ния технического освидетельствования оборудования и трубопро­
водов и выполнения программ эксплуатационного контроля металла
1-го и 2-го контура. В рамках этих инспекций дается оценка обору­
дования и прогнозируется ресурс безопасной эксплуатации. При
этом привлекаются специализированные организации и использует­
ся специальное оборудование.
Испытания, не предусмотренные Технологическим регламентом,
проводятся по отдельным программам, содержащим обоснование
ядерной безопасности и меры безопасности при проведении испыта­
ний. Как правило, такие программы согласовываются организация­
ми Главного конструктора, Научного руководителя, Генерального
проектировщика, утверждаются эксплуатирующей организацией и
получают одобрение со стороны Госатомнадзора России.
Для каждого энергоблока АЭС утвержден Перечень ядерно-опас­
ных работ. Ядерно-опасные работы проводятся по специальным про­
граммам, в которых указываются цели работ, технические и органи­
зационные меры по обеспечению безопасности, критерии выполне­
ния работ, а также определяются руководители работ и контроли­
рующие лица.
113

5.3. ОБЩЕСТАНЦИОННЫЕ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ

К общестанционным вспомогательным системам относятся:
хранилище слабоактивных отходов;
пусковая котельная;
масломазутохозяйство;
общестанционная компрессорная станция;
центральный материальный склад;
центральные ремонтные мастерские;
азотно-кислородная станция;
электролизная установка;
химводоочистка;
склад химических реагентов (отдельно стоящий);
очистные сооружения.
Электроснабжение собственных нужд. Потребители собствен­
ных нужд (СН) АЭС разделяются на три группы: первая, вторая
и третья.
Для указанных потребителей блока предусмотрены следующие
системы электроснабжения:
• система электроснабжения потребителей СН в режиме нор­
мальной эксплуатации — третья группа);
• система аварийного электроснабжения ответственных потре­
бителей (первая и вторая группы).
Для электроснабжения СН АЭС предусмотрены следующие сети:
переменного тока напряжением 0,4/0,23 кВ;
переменного тока напряжением 6,3 кВ;
постоянного тока напряжением 220 кВ.
Система электроснабжения потребителей СН в режиме нор­
мальной эксплуатации (третья группа). Рабочее питание потреби­
телей СН 6,3 кВ блока осуществляется от двух рабочих трансформа­
торов единичной мощностью 40 MB • А, напряжением 24/6,3 кВ
с расщепленными обмотками низшего напряжения. Рабочие транс­
форматоры подключаются отпайками к цепи блока генератор —
трансформатор. К рабочим трансформаторам подключаются четыре
секции 6,3 кВ для питания в режиме нормальной эксплуатации по­
требителей СН третьей группы, не предъявляющих особых требова­
ний к надежности питания их приводов с точки зрения безопасности
АЭС. Количество секций 6,3 кВ выбрано по количеству главных
циркуляционных насосов.
Резервное питание потребителей СН 6,3 кВ осуществляется от
двух пускорезервных трансформаторов мощностью по 63 MB • А, на­
пряжением 330/6,3 кВ с расщепленными обмотками. На каждой сек­
ции 6,3 кВ от магистрали резервного питания установлен автомати­
чески выключаемый выключатель.
114

От секции 6,3 кВ получают питание механизмы и трансформато­
ры 6/0,4 кВ и 6/0,23 кВ в режиме нормальной эксплуатации блока.
Источником постоянного тока напряжением 220 кВ для электро­
снабжения потребителей является общеблочная аккумуляторная ба­
тарея, оборудованная элементным коммутатором и щитом постоян­
ного тока.
Для электроснабжения потребителей, не допускающих перерыва
питания, в режиме нормальной эксплуатации по сети переменного
тока предусмотрен агрегат бесперебойного питания типа АБП-1500.
Для питания силовой нагрузки системы управления и защиты ре­
актора (СУЗ) предусмотрены два взаиморезервируемых трансформа­
тора мощностью 400 кВ • А, напряжением 6,3/0,23 кВ.
Во избежание останова реактора при кратковременных резких
снижениях напряжения на шинах СН предусмотрено питание приво­
дов СУЗ от специально установленной аккумуляторной батареи на­
пряжением НОВ.
Система аварийного электроснабжения ответственных по­
требителей первой и второй групп являются обеспечивающей сис­
темой безопасности.
Предусмотрено три независимых канала системы аварийного элек­
троснабжения: напряжением 6,3; 0,4 кВ и постоянного тока 220 В,
включающие автономные источники (дизель-генераторы, аккумуля­
торные батареи), комплектные распределители устройства 6,3 и
0,4 кВ, агрегаты бесперебойного питания, распределительные сборки
0,4 кВ, щиты постоянного тока 220 В, трансформаторы напряжением
6,3/0,4 кВ и 6,3/0,23 кВ.
Между тремя каналами системы аварийного электроснабжения
не предусматривается взаиморезервирование. Каждый канал по
мощности и составу подключенных потребителей способен обеспе­
чить аварийное расхолаживание реактора при любом виде проект­
ных аварий.
Для питания потребителей 6 кВ, трансформаторов 6,3/0,4 и 6,3/0,23
кВ второй группы предусмотрены три секции 6,3 кВ.
В случае исчезновения напряжения на секции 6,3 кВ потребите­
лям второй группы, присоединенным к секции, питание подается
от автоматически подключаемого к ней дизель-генератора мощно­
стью 5600 кВт.
От каждой секции 6,3 кВ через понижающий трансформатор
6,3/0,4 кВ мощностью 1000 кВ • А получает питание одна секция
0,4 кВ, обеспечивающая электроэнергией потребителей второй группы.
Потребители 0,4 кВ первой группы надежности электроснабже­
ния получают питание от агрегата бесперебойного питания (АБП).
115

В нормальном режиме и при работе дизель-генератора питание
секции с потребителями первой группы осуществляется от инверто­
ров через выпрямительное устройство и разделительный трансфор­
матор мощностью 400 кВ • А напряжением 6,3/0,23 кВ, подключен­
ный к секции 6,3 кВ, питающей потребителей второй группы.
В период времени между исчезновением напряжения на секции
6,3 кВ от рабочего источника до включения на нее дизель-генерато­
ра (15 с), а также при любых резких снижениях напряжения на сек­
ции 6,3 кВ, питающей потребителей второй группы, электропитание
осуществляется от аккумуляторной батареи напряжением 220 В по­
стоянного тока.
В каждом канале предусмотрена установка одной аккумуляторной
батареи напряжением 220 В, оборудованной щитом постоянного тока.
Системы защиты и автоматического регулирования, КИПиА.
Системы защиты. В соответствии с функциональным разделением
технологической части энергоблока системы защиты делятся на
системы:
защиты 1-го контура;
управления защитными действиями систем безопасности (УСБ),
для автоматического или дистанционного приведения в действие
систем безопасности, осуществления контроля и управления ими
в процессе выполнения заданных функций;
защиты 2-го контура;
защиты электрической части блока для защиты электрооборудо­
вания и кабельного хозяйства.
Системы защиты 1-го контура в зависимости от выполняемых
функций можно разделить:
на аварийные защиты реактора (A3 I—A3 IV), предназначенные
для прекращения или замедления цепной реакции в реакторе в зави­
симости от поступивших аварийных сигналов;
на устройство разгрузки и ограничения мощности (РОМ), пред­
назначенное для ограничения по максимуму тепловой мощности ре­
актора, на уровне, который устанавливается автоматически в зависи­
мости от числа работающих главных циркуляционных насосов
(ГЦН) и турбопитательных насосов (ТПН);
на устройство ускоренной разгрузки блока (УРБ), предназначен­
ное для ускоренной разгрузки реактора при неплановых отключени­
ях оборудования (в целях повышения динамической устойчивости
работы энергоблока и обеспечения щадящих режимов работы обору­
дования);
защиты и блокировки технологического оборудования.
Системы защит 2-го контура можно разделить на системы:
защиты турбины;
116

защиты генератора;
защиты и блокировок остального технологического оборудования.
Системы автоматического регулирования выполняют функции
поддержания технологических параметров энергоблока в автомати­
ческом режиме. В соответствии с функциональным разделением тех­
нологической части они делятся:
на автоматический регулятор мощности (АРМ), предназначенный
для приведения мощности реактора в соответствии с мощностью
турбогенератора и наоборот, а также для стабилизации мощности
реактора на заданном уровне;
на автоматизированную систему управления турбиной (АСУТ-1000),
которая выполняет как функции регулирования мощности турбины или
давления в главном паровом коллекторе (ГПК), так и функции управле­
ния и контроля.
Подсистема автоматического регулирования энергоблока состо­
ит из автоматических регуляторов:
давления в КД;
уровня в КД;
уровня в ПГ в нормальных и аварийных режимах;
расхода питательной воды в ПГ в аварийных режимах;
скорости расхолаживания 1-го контура в аварийных режимах;
производительности турбопитательных насосов (ТПН);
давления пара в ГПК;
уровня питательной воды в деаэраторе;
прочие регуляторы.
Системы КИП и А состоят:
из подсистемы технологического контроля, представляющей со­
бой комплекс технических средств, обеспечивающий автоматизиро­
ванный сбор, обработку, хранение и представление информации, по­
зволяющей вести контроль за параметрами: определяющими преде­
лы ядерной и радиационной безопасности; характеризующими рабо­
ту систем безопасности; необходимыми для ведения нормального
технологического процесса;
из системы управления и защиты реактора, предназначенной
для управления органами регулирования реактора в режимах пуска,
регулирования мощности, а также для медленного или быстрого ос­
танова реактора в нормальных и аварийных режимах;
из системы контроля нейтронного потока (комплекса АКНП),
предназначенной для контроля нейтронной мощности и периода из­
менения нейтронной мощности реактора во всех режимах его рабо­
ты. Подсистема формирует сигналы превышения заданных значений
периода и мощности, выдает сигналы управления, защиты и в уст117

ройства регулирования мощности реактора, осуществляет обработ­
ку, регистрацию и представление информации оператору;
из системы внутриреакторного контроля (СВРК), предназначен­
ной для обеспечения безопасной и экономичной эксплуатации реак­
тора на энергетическом уровне мощности. Она выполняет следую­
щие функции:
сбор, обработку и представление оператору на БЩУ общеблоч­
ной информации о текущем состоянии реакторной установки и сиг­
нализацию о выходе параметров за допустимые пределы;
регистрацию информации для получения протоколов и сводок;
накопление данных для ведения истории работы реактора;
контроль работоспособности оборудования СВРК;
из блочного щита управления (БЩУ), с которого производится
контроль за состоянием реактора, управление реакторной установ­
кой, а также другими технологическими системами энергоблока в
режиме нормальной эксплуатации и авариях;
из резервного щита управления (РЩУ), предназначенного для
управления аварийным остановом реакторной установки и контроля
за безопасным состоянием реакторной установки в случае пораже­
ния БЩУ;
Р13 других щитов и постов управления (для управления работой
вспомогательных систем 1-го и 2-го контуров, а также спецкорпуса
(СК), не требующих оперативного вмешательства оперативного пер­
сонала, служат местные щиты и посты управления);
из системы радиационного контроля (СРК), которая представля­
ет собой комплекс технических средств, позволяющих выполнить
контроль радиационной обстановки и определить параметры, харак­
теризующие радиационную безопасность эксплуатации АЭС; СРК
обеспечивает автоматизированный сбор, обработку и представление
информации о радиационной обстановке на АЭС и окружающей тер­
ритории, о состоянии технологических контуров и систем, дозах об­
лучения персонала и населения;
из системы сбора, обработки и представления
информации,
включающей в себя:
информационно-вычислительную систему (ИВС) — комплекс
«Титан-2», позволяющую принимать и обрабатывать аналоговые
и дискретные сигналы, вести программы функционирования, расче­
та технико-экономических показателей, диагностики, выдавать ин­
формацию на устройства отображения информации, на печатающие
устройства, вести архивацию;
установки А701-03, предназначенные для циклического измерения
и сигнализации отклонений от норм на БЩУ и регистрации текущих
значений технологических параметров генератора и возбудителя.
118

из подсистемы сигнализации. Технологическая сигнализация сра­
батывания аварийных защит, блокировок, оснащенных звуковыми
сигналами, выполняется как на табло технологической сигнализа­
ции, так и вводится в ИВС, что позволяет оперативному персоналу
определять ситуацию на блоке при выходе из строя ИВС или техно­
логической сигнализации.
Системы пожаротушения. На промышленной площадке АЭС
построен объединенный противопожарный водопровод высокого
давления, источником которого являются ближайшие река или озеро.
Водопровод обеспечивает систему внутреннего и наружного по­
жаротушения всех основных зданий и сооружений АЭС, а также
производственные нужды вспомогательных зданий: подпитку тепло­
сети, охлаждение оборудования в компрессорной, центральной ре­
монтной мастерской и т.д.
Вода из реки (озера) двумя нитками подается в водоприемный ко­
лодец, затем насосной станцией по двум трубопроводам направляет­
ся в кольцевые сети промышленной площадки. В насосной установ­
лены две группы насосов: производственные насосы (два рабочих и
один резервный) и пожарные (один рабочий, два резервных, один из
резервных насосов с приводом от ДГ).
На АЭС смонтированы и действуют автоматические установки
пожаротушения (АУП) распыленной водой.
5.4. ТОПЛИВОИСПОЛЬЗОВАНИЕ.
ТРАНСПОРТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОПЕРАЦИИ С ТОПЛИВОМ

К основным транспортно-технологическим операциям, произво­
димым в пределах АЭС, относятся следующие:
прием и хранение свежего топлива;
подготовка топлива к загрузке в реактор;
перегрузка реактора;
выдержка отработавшего топлива;
отправка отработавшего топлива с территории станции.
Проект транспортно-технологической части разработан исходя из
следующих основных положений и решений:
доставка свежего топлива в реакторное отделение, перегрузка ре­
актора и вывоз отработавшего топлива из реакторного отделения
производится при неработающем реакторе;
все операции, связанные с активными узлами и оборудованием,
производятся при биологической защите, допускающей присутствие
персонала при операциях;
перегрузка реактора производится 1 раз в год (при нормальном
режиме перегрузки заменяется примерно 1/3 топливных сборок);
119

операции по установке в реактор свежего топлива и извлечении
из реактора отработанного топлива производятся с применением пе­
регрузочной машины;
перед началом перегрузки реактора производится вывоз в транс­
портных контейнерах ТК-13 всех выдержанных не менее трех лет
сборок из бассейна выдержки реакторного отделения на завод реге­
нерации топлива;
загрузка транспортных контейнеров производится в вертикаль­
ном положении на универсальном гнезде бассейна выдержки под за­
щитным слоем воды;
транспортировка отработавших топливных сборок из реактора
в бассейн выдержки, а также из бассейна выдержки в транспортный
контейнер, установленный на универсальном гнезде, производится
перегрузочной машиной;
емкость бассейна выдержки обеспечивает хранение отработавше­
го топлива в течение не менее трех лет при трехлетней кампании то­
плива, а также возможность размещения полной выгрузки активной
зоны;
транспортно-технологические операции с оборудованием реак­
торного отделения в пределах реакторного зала производятся мосто­
вым электрическим краном кругового действия грузоподъемностью
400/80 т.
Операции со свежим топливом. Операции по приему и хране­
нию свежего топлива и подготовке его к загрузке производятся в об­
щестанционном хранилище свежего топлива, размещенном в спец­
корпусе и имеющем связь с реакторным отделением по железнодо­
рожному пути транспортного коридора.
Свежее топливо доставляется на АЭС в контейнерах, транспорти­
руемых в специальном вагоне.
Хранилище свежего топлива рассчитано на хранение двух пере­
грузок топлива при трехлетней кампании с запасом 20 %, а также
предусмотрена возможность хранения свежих кассет на полную за­
грузку реактора.
Через люк хранилища свежего топлива контейнеры с помощью
мостового крана грузоподъемностью 30/5 т подаются на кантова­
тель. После раскантовки и распаковки контейнера, кассеты пооче­
редно проходят визуальный осмотр и контроль на стапеле. Затем
прошедшие контроль кассеты загружаются в чехлы.
Укомплектованный чехол загружается на внутристанционную
платформу для дальнейшей доставки по транспортному коридору
под люк реакторного отделения.
Перегрузка реактора. Конструкция реактора позволяет выпол­
нять перегрузку только при снятой крышке реактора. Перед пере120

грузкой топлива производятся подготовительные операции: останов
реактора, его расхолаживание, вскрытие корпуса реактора, демонтаж
верхнего блока и блока защитных труб.
Все основные операции по перегрузке топлива производятся пе­
регрузочной машиной. Отработавшие кассеты из реактора перегру­
жаются в стеллажи бассейна выдержки, где осуществляется хране­
ние (выдержка не менее трех лет) отработавшего топлива до вывоза
с территории АЭС.
При перегрузке топлива отработавшая топливная сборка извлека­
ется перегрузочной машиной из реактора, транспортируется в бас­
сейн выдержки, где устанавливается в заданную ячейку стеллажа. За­
тем машина извлекает свежую сборку из стеллажа для свежего топ­
лива и устанавливает ее в заданную ячейку активной зоны реактора.
Перегрузочные операции с последующими сборками повторяются.
В процессе перегрузки предусмотрена возможность проведения
операции контроля герметичности оболочек тепловыделяющих эле­
ментов топливных сборок.
Операции с отработавшим топливом. Отработавшее топливо,
по условиям приема для дальнейшей переработки, должно выдержи­
ваться в пределах АЗС не менее трех лет. Для спада активности и
остаточных тепловыделений топливо выдерживается в бассейне
выдержки.
Схема транспортировки отработавшего топлива с территории
АЭС имеет следующую последовательность. По железнодорожному
пути в зону действия кругового крана реакторного зала грузоподъем­
ностью 400/80 т подается вагон-контейнер с транспортным контей­
нером ТК-13. Производится раскантовка контейнера на вагоне
в вертикальное положение, затем краном контейнер снимается с ва­
гона и устанавливается в универсальное гнездо бассейна выдержки.
Бассейн выдержки заполняется водой до отметки, обеспечивающей
биозащиту при перегрузке.
Перегрузочной машиной выдержанные отработавшие сборки из­
влекаются из стеллажа и устанавливаются в контейнер ТК-13 емко­
стью 12 кассет. Заполненный контейнер закрывается крышкой, гер­
метизируется и дезактивируется, проходит контроль параметров
(температура, давление), затем транспортируется на вагон.
Аналогично загружаются в транспортные контейнеры все выдер­
жанные топливные сборки, подлежащие отправке. Вывоз отработав­
шего топлива с АЭС на завод по переработке топлива производится
специальным эшелоном, состоящим из нескольких вагон-контейне­
ров и вагонов сопровождения.
121

5.5. ПРОБЛЕМНЫЕ ВОПРОСЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ АЭС

За многолетнюю историю эксплуатацию энергоблоков АЭС
с ВВЭР большой мощности российского производства и аналогич­
ных энергоблоков зарубежных производителей (PWR) возник ряд
проблемных вопросов, над решением которых работают большие на­
учные и производственные коллективы.
Рассмотрим основные проблемные вопросы.
Целостность корпуса реактора обосновывается на стадии про­
ектирования поверочными расчетами прочности (статической, цик­
лической, хрупкой, сейсмической и т.д.). В процессе эксплуатации
проводится периодический контроль корпуса реактора неразрушающими методами (УЗК, цветной дефектоскопией, вихретоковым кон­
тролем и др.).
Основными элементами концепции обеспечения целостности
корпуса реактора ВВЭР-1000 (В-320) являются следующие проект­
ные особенности:
корпус реактора не имеет продольных сварных швов;
корпус реактора не имеет отверстий ниже главных патрубков: при
любых разрывах трубопроводов активная зона может быть полно­
стью залита водой;
нижняя часть корпуса реактора, где размещается активная зона,
выполнена в виде гладкой цилиндрической обечайки с эллиптиче­
ским днищем, без каких-либо врезок и отверстий, что исключает до­
полнительные концентраторы напряжений и облегчает проведение
ультразвукового контроля (УЗК);
патрубки корпуса реактора для приварки главных циркуляцион­
ных трубопроводов выполняются как одно целое с обечайкой, что
позволяет исключить сварные швы значительных размеров и боль­
шой протяженности.
Особое внимание при обеспечении целостности корпуса реактора
обращается на проблему обоснования радиационного ресурса корпусов.
Надежность ввода регулирующих стержней ВВЭР-1000. Сле­
дует отметить, что с подобными проблемами столкнулись и дру­
гие страны, эксплуатирующие водо-водяные энергетические реак­
торы (PWR).
Возникновение проблемы относится к 1993 г., когда на ВВЭР-1000
были отмечены отклонения характеристик срабатывания аварийной
защиты от проектных показателей. Отклонения проявились в превы­
шении регламентного времени падения регулирующих стержней
(4 с), а в некоторых случаях — в неполном погружении отдельных
регулирующих стержней. Этим событиям предшествовал переход на
ВВЭР-1000 с двухлетней на трехлетнюю кампанию топлива, что
122

привело к проявлению деформации ТВС и явилось причиной воз­
никновения нарушений.
Опыт эксплуатации блоков ВВЭР-ЮОО после реализации соответ­
ствующих мер продемонстрировал их эффективность. Уже после
внедрения первых корректирующих мероприятий была отмечена ус­
тойчивая динамика снижения количества нарушений срабатывания
аварийной защиты, и в настоящее время нарушения не наблюдаются.
Следует также отметить, что в процессе решения проблемы ввода
регулирующих стержней велась разработка новой конструкции ТВС
с циркониевыми направляющим каналами и дистанционирующими
решетками. В этой конструкции наиболее полно реализованы все ме­
роприятия по обеспечению надежности срабатывания аварийной за­
щиты.
Целостность коллектора ПГ ВВЭР-ЮОО. Возникновение пробле­
мы относится к концу 1986 г., когда на одной из АЭС с ВВЭР-ЮОО
были обнаружены трещины на «холодных» коллекторах ПГ. В даль­
нейшем аналогичные дефекты были обнаружены на парогенераторах
еще некоторых АЭС с ВВЭР-ЮОО.
По результатам исследований, проведенных российскими органи­
зациями, сформулировано заключение о механизме повреждения
«холодных» коллекторов: коррозионно-механическое растрескива­
ние в условиях существования высокого уровня суммарных напря­
жений (технологических и эксплуатационных), приводящих к замед­
ленному пластическому деформированию металла перемычек, свя­
занному с процессами низкотемпературной ползучести, а также
в условиях воздействия коррозионной среды, активность которой
значительно возрастает при такого рода деформировании, с учетом
снижения рН среды в щелевых зазорах.
Были разработаны, обоснованы и внедрены мероприятия по по­
вышению эксплуатационной надежности и ресурса ПГ ВВЭР-ЮОО.
На парогенераторах, находящихся в эксплуатации, были выпол­
нены следующие мероприятия:
«разневоливание» (освобождение от защемления) верхней части
коллекторов;
проведение низкотемпературной (450 °С) термообработки перфо­
рированной части коллекторов;
модернизация системы водопитания и продувки ПГ, в результате
которой значительно снижена концентрация коррозионно-активных
примесей вблизи коллекторов ПГ;
проведение периодического эксплуатационного неразрушающего контроля целостности перемычек и теплообменных
123

ужесточение норм и требований по ведению ВХР, введение коррекционного ВХР.
Контроль течей верхнего блока реактора. Протечки через разъ­
емные соединения патрубков могут привести к значительным повре­
ждениям оборудования: патрубков, крышки реактора, шпилек ука­
занных разъемных соединений.
В последние годы аналогичные инциденты имели место на АЭС
«Ангра-1» (Бразилия), «Терки-пойнт» и «Салем» (США).
Работы по исключению подобных явлений на реакторах ВВЭР
проводятся в трех направлениях:
доработка конструктивного исполнения узла: переход с никеле­
вых прокладок на прокладки из расширенного графита;
корректировка эксплуатационной документации, особенно в час­
ти технологии уплотнения разъемных соединений верхнего блока
и усиления контроля за этим процессом;
внедрение на одном из энергоблоков АЭС пилотного образца спе­
циализированной системы контроля протечек, обеспечивающей ран­
нее выявление течи, ее места и расхода теплоносителя через неплот­
ность.
Проведенные мероприятия подтвердили свою эффективность.
Целостность трубчатки парогенераторов. Установлено, что
причиной является хлоридное коррозионное растрескивание под на­
пряжением, проявившееся в результате длительной работы энерго­
блоков с нарушениями водно-химического режима 2-го контура.
Повреждение труб не следует рассматривать как явление, харак­
терное для ПГ ВВЭР-1000. Практика эксплуатации парогенераторов
АЭС с ВВЭР показывает, что на тех энергоблоках, где соблюдаются
нормы водно-химического режима 2-го контура и проводятся регу­
лярные химические промывки парогенераторов для удаления отло­
жений, повреждения теплообменных труб минимальны.
В настоящее время в России применяется контроль трубчатки па­
рогенераторов АЭС с реакторами ВВЭР методом вихревых токов.
Эксплуатационный контроль за старением (ресурсом)
и управление им. Для обеспечения безопасной эксплуатации АЭС
необходим учет реального состояния металла оборудования и трубо­
проводов АЭС.
Состояние металла оценивается по результатам эксплуатационно­
го контроля. Эксплуатационный контроль является одним из важных
факторов, обеспечивающих надежную и безопасную эксплуатацию
АЭС, особенно в условиях старения оборудования и деградации фи­
зико-механических свойств металла. Прогнозирование массовых де­
фектов металла оборудования не возможно без эффективной систе­
мы эксплуатационного контроля.
124

Совершенствование эксплуатационного контроля с целью обес­
печения возможности прогнозирования дефектов металла осуществ­
ляется по следующим направлениям:
оптимизация процедур эксплуатационного контроля, включая во­
просы создания более научно-обоснованных подходов к определе­
нию объемов, периодичности, методов контроля;
совершенствование нормативно-методической базы для аттеста­
ции и метрологического обеспечения методик, технологий и средств
эксплуатационного неразрушающего контроля оборудования и тру­
бопроводов АЭС;
повышение уровня подготовки и аттестации персонала, выпол­
няющего эксплуатационный контроль.
Выполнение работ по указанным направлениям, совершенствова­
ние технической базы с использованием компьютерных технологий,
накопленный эксплуатационный отечественный и зарубежный опы­
ты позволили существенно повысить выявляемость дефектов и дос­
товерность эксплуатационного контроля.
В соответствии с требованиями нормативных документов по
безопасности эксплуатирующие организации разрабатывают про­
граммы проверок работоспособности систем и элементов, замены
оборудования, отработавшего свой ресурс, а также осуществляют
оценку процессов старения. В этой связи для оценки состояния
и управления ресурсом оборудования проводятся работы по про­
грамме КОПУР (контроль, оценка, прогноз, управление ресурсными
характеристиками элементов энергоблоков).
В ходе работ в этом направлении на АЭС с ВВЭР-1000 проводят­
ся следующие мероприятия:
составляются перечни элементов, требующие контроля их физи­
ческого старения;
определяются параметры старения;
устанавливаются критерии предельного состояния;
проводится анализ технического состояния;
разрабатываются (выбираются) методики оценки и прогнозирова­
ния ресурсных характеристик;
по результатам проведенных работ принимается решение о раз­
личных мерах по компенсации факторов старения:
изменение программы технического обслуживания;
проведение ремонта;
замена физически устаревшего оборудования;
проведение модернизации;
изменение условий эксплуатации;
переназначение ресурсных характеристик.
125

5.6. АВАРИЙНАЯ

ГОТОВНОСТЬ

Организационная структура противоаварийной деятельности,
управление противоаварийной деятельностью, руководство работа­
ми по ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций на АЭС, ор­
ганизация помощи атомным станциям в случае аварийных ситуаций
определяются рядом документов.
В соответствии с Федеральным законом «О защите населения
и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного
характера», в целях предупреждения возникновения и развития
чрезвычайных ситуаций, снижения размеров возможного ущерба
и потерь, в эксплуатирующей организации и на АЭС имеются и под­
держиваются в постоянной готовности Кризисные центры.
Порядок подготовки сотрудников эксплуатирующих организаций,
атомных электростанций, обеспечивающих организаций в области
защиты от чрезвычайных ситуаций осуществляется в соответствии с
требованиями постановлений Правительства России.
Для снижения опасности радиационного воздействия на персо­
нал, население и окружающую среду на каждой АЭС подготовлены
планы мероприятий по защите персонала и населения в случае ра­
диационной аварии.
«План мероприятий по защите персонала» предусматривает ко­
ординацию действия АЭС и внешних организаций (пожарной охра­
ны, органов гражданской обороны, медицинских учреждений, орга­
нов местной власти) в пределах промплощадки и санитарно-защитной зоны.
«План мероприятий по защите населения» предусматривает ко­
ординацию действия объектовых и территориальных сил граждан­
ской обороны, местных органов власти, министерств и ведомств.
В данных планах определены последовательность и порядок дей­
ствий АЭС и всех организаций, участвующих в реализации меро­
приятий по защите персонала, населения и ликвидации последствий
аварии.
Порядок разработки и утверждения таких планов устанавливает­
ся федеральными нормами и правилами в области использования
ядерной энергии.
В случае обнаружения признаков возникновения радиационноопасной ситуации или аварии на АЭС, начальник смены АЭС немед­
ленно докладывает об этом руководству АЭС (директору, главному
инженеру) и оповещает необходимые организации и должностных
лиц в соответствии с утвержденным перечнем.
Административное руководство АЭС и глава местной админист­
рации при необходимости вводят в действие «План мероприятий
126

по защите персонала в случае аварии на АЭС» и «План мероприятий
по защите населения в случае аварии на АЭС».
Кризисный центр эксплуатирующей организации в режиме чрез­
вычайной ситуации осуществляет руководство аварийным реагиро­
ванием, в том числе:
вводит в действие систему оповещения;
обеспечивает сбор группы оказания экстренной помощи АЭС
(ОПАС) и экспертной группы;
обеспечивает координацию работ по привлечению необходимых
сил и средств для ликвидации аварии на АЭС;
представляет информацию о состоянии на аварийной АЭС;
обеспечивает контроль за реализацией плана мероприятий по за­
щите персонала в случае аварии на АЭС;
взаимодействует с организациями, министерствами и ведомства­
ми, входящими в группу ОПАС;
взаимодействует с отраслевой комиссией по чрезвычайным си­
туациям Минатома России.
5.7. СИСТЕМЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ КАЧЕСТВА

Важная роль на этапе эксплуатации АЭС отводится наличию сис­
темы обеспечения качества. Для каждой АЭС, в рамках Общей про­
граммы обеспечения качества, разработаны программы обеспечения
качества при эксплуатации, позволяющие формализовать все виды
эксплуатационной деятельности и методы контроля.
Любые выполняемые операции и принимаемые решения в про­
цессе эксплуатации АЭС должны рассматриваться с точки зрения
обеспечения безопасности.
В сферу ответственности эксплуатирующей организации за обес­
печение качества и безопасности, как одного из наиболее приоритет­
ных показателей качества изделий и услуг важных для безопасности,
входят атомные электростанции, обеспечивающие организации и
предприятия, связанные с проектированием, изготовлением, экс­
плуатацией.
В своей деятельности по обеспечению качества АЭС эксплуати­
рующая организация руководствуется целями, определенными поли­
тикой в области качества, а именно:
обеспечение безопасной, надежной и экономичной работы АЭС;
гарантия сохранности и работоспособности оборудования, зда­
ний и сооружений АЭС;
повышение престижа концерна и ядерной энергетики.
127

5.8. УЧЕТ ОПЫТА ЭКСПЛУАТАЦИИ

На АЭС и в эксплуатирующей организации организованы проце­
дуры сбора, анализа, обобщения и распространения информации
об отказах в работе АЭС, организованы поступления информации
об отказах и инцидентах не только произошедших на АЭС России, но
и на зарубежных АЭС, а также материалов от МАГАТЭ и ВАО АЭС.
Все поступающие сообщения обрабатываются, по результатам
рассмотрения разрабатываются корректирующие мероприятия.
Как правило, АЭС и организации, участвующие в системе обмена
опытом эксплуатации, имеют в своем составе соответствующие под­
разделения, на которые возложены функции сбора, анализа, обобще­
ния и распространения информации об отказах оборудования и на­
рушениях в работе АЭС.

5.9. КОНТРОЛЬ И ИНСПЕКЦИИ. ПОДГОТОВКА ПЕРСОНАЛА
Эксплуатирующая организация в области инспекций и контроля
безопасности проводит на АЭС следующие виды деятельности:
контроль за соблюдением условий действия лицензий Госатом­
надзора России на соответствующие виды деятельности, а также
требований регламентов, инструкций и других документов, регла­
ментирующих эксплуатацию, техобслуживание и ремонт АЭС;
периодические обследования состояния эксплуатации АЭС, систе­
матический контроль состояния оборудования и систем АЭС, качест­
ва ведения и хранения эксплуатационной и ремонтной документации;
периодические контрольные проверки состояния ядерной и ра­
диационной безопасности, экологической безопасности, техники
безопасности, пожарной безопасности и обеспечение физической за­
щиты АЭС;
контроль за проведением периодических проверок работоспособ­
ности и испытаний систем, важных для безопасности;
периодические проверки действующих инструкций и регламен­
тов с целью определения их состояния и своевременности внесения
изменений и пересмотра;
расследование нарушений, отказов оборудования и систем АЭС,
ошибок персонала, разработку и внедрение корректирующих меро­
приятий;
контроль за качеством выполнения ремонтных и наладочных работ;
контроль деятельности сторонних предприятий (организаций)
в части выполнения ими работ или предоставлении услуг для АЭС;
контроль поддержания готовности персонала по планам меро­
приятий по защите персонала и населения (в пределах ответственно­
сти АЭС и эксплуатирующей организации);
128

контроль выполнения мероприятий по физической защите ядер­
ных установок, ядерных материалов.
Госатомнадзор России периодически проверяет состояние ядер­
ной безопасности каждого энергоблока АЭС.
Проверки, проводимые сторонними организациями, могут вклю­
чать партнерские проверки ВАО АЭС, миссии ASSET, ОСАРТ
МАГАТЭ, а также проверки персоналом российских организаций.
Эти проверки дают информацию об эффективности системы управ­
ления безопасностью и ее применения по сравнению с лучшей зару­
бежной и национальной практикой.
На АЭС также проводятся проверки, организуемые другими госу­
дарственными органами регулирования безопасности. Проверяется
состояние пожарной, технической, радиационной, экологической
безопасности. Существуют также и другие типы проверок.
Начиная с 1991 г. получила распространение практика проведе­
ния различных проверок уровня эксплуатации российских АЭС
в рамках международного сотрудничества с такими международны­
ми организациями, как МАГАТЭ, ВАО АЭС и другие, а также в рам­
ках двухстороннего сотрудничества с организациями Германии,
Франции, Финляндии, США и других стран.
Персонал АЭС проходит обучение, периодическую проверку зна­
ний и переподготовку по программам в соответствии с характером
производственных задач и обязанностей, а также требований, предъ­
являемых к соответствующей должности. Программы периодически
пересматриваются. Для этих целей на каждой АЭС имеются учебнотренировочные пункты, включая полномасштабные и аналитические
тренажеры. В России имеется два учебно-тренировочных Центра.

Глава 6. ОСНОВНЫЕ РЕЖИМЫ
ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ АЭС

6.1. РЕЖИМЫ НОРМАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Основными состояниями реакторной установки в режимах нор­
мальной эксплуатации являются:
работа на мощности;
реактор критичен;
горячий останов;
полугорячий останов;
холодный останов;
останов для ремонта;
останов для перегрузки;
перегрузка топлива.
Основными состояниями турбоустановки энергоблока в режимах
нормальной эксплуатации являются:
холодное состояние;
горячее состояние.
Перед пуском энергоблока проводится совокупность мероприя­
тий и операций по ремонту, проверке и опробованию систем и обо­
рудования АЭС, выполняемых с целью приведения их характери­
стик в соответствие с проектными и регламентными требованиями.
Состояние систем (оборудования), при котором для их включения
в работу и исполнения функционального назначения достаточно
предусмотренных проектом воздействий без проведения дополни­
тельных операций, называется готовностью системы (оборудова­
ния) к работе.
Для пуска энергоблока в работу проводится совокупность опера­
ций, обеспечивающих включение в сеть турбогенератора и после­
дующий набор нагрузки до заданного уровня.
Режимы длительной работы энергоблока по выдаче электроэнер­
гии в энергосистему на заданном уровне мощности называется рабо­
той энергоблока на энергетическом уровне мощности.
При режиме останова энергоблока производится отключение тур­
богенератора от сети и перевод реакторной установки в горячее или
холодное состояние.
При переводе энергоблока из горячего состояния в холодное про­
изводится совокупность операций на системах и оборудовании,
обеспечивающих расхолаживание энергоблока.
130

При работе энергоблока на мощности для поддержания систем
безопасности, систем, важных для обеспечения безопасности в со­
стоянии соответствующем проектным требованиям, проводятся их
регулярное техническое обслуживание и испытания по соответст­
вующим инструкциям, программам и графикам. На энергоблоке пре­
дусмотрены организационные мероприятия, исключающие возмож­
ность несанкционированных изменений в схемах, аппаратуре и алго­
ритмах управляющих систем безопасности.
Работа на мощности. Состояние реакторной установки (РУ) «ра­
бота на мощности» характеризуется следующими основными при­
знаками:
реактор критичен;
мощность реактора не менее 2 % номинальной.
В режиме «работа на мощности» возможны эксплуатационные
режимы:
номинальный режим работы РУ;
работа РУ с неполным числом циркуляционных петель 1-го контура.
Номинальный режим работы РУ. Мощность реактора поддержи­
вается АРМ на заданном уровне, но не превышает 100 + 2 % номи­
нальной. Поддержание электрической нагрузки блока производится
в соответствии с диспетчерским графиком изменением мощности
турбины, мощность реактора при этом поддерживает АРМ на необ­
ходимом уровне. В работе находятся все четыре циркуляционных
петли, т.е. четыре ГЦН.
В работе или в резерве находятся все технологические системы
нормальной эксплуатации ЯППУ и важные для обеспечения безо­
пасности согласно указаниям инструкций по их эксплуатации. Со­
стояние энергоблока и его систем отвечает требованиям технологи­
ческого регламента, параметры систем не превышают допустимых.
В работе находятся системы АКНП, СУЗ, РОМ, СВРК, автоматика
управления турбиной и генератором, состояние которых соответству­
ет работе энергоблока на номинальном режиме согласно инструкции
по их эксплуатации и требований технологического регламента.
Питание собственных нужд блока осуществляется по проектной
схеме от рабочих трансформаторов; состояние схемы электроснаб­
жения блока соответствует работе блока в номинальном режиме.
Состояние систем безопасности энергоблока отвечает условиям
безопасной эксплуатации, предъявляемым к этим системам в соот­
ветствии с технологическим регламентом.
Работа РУ с неполным числом циркуляционных петель. При раз­
личных вариантах работающих ГЦН уровень мощности реактора ог­
раничен следующими регламентными значениями:
131

в работе три ГЦН
в работе два противоположных ГЦН
в работе два смежных ГЦН

67 % NH0M;
50 % NH0M;
40 % Л^ном.

Перед отключением ГЦН энергоблок должен быть разгружен
до мощности реактора, не превышающей допустимого регламенти­
руемого значения, соответствующего оставшемуся количеству рабо­
тающих ГЦН.
После отключения ГЦН уставки защит по мощности реактора
должны быть выставлены на значения, соответствующие новому
уровню.
При подключении ГЦН мощность реактора должна быть снижена
до соответствующего допустимого значения:
до 20 % NU0M при подключении одного ГЦН к двум работающим;
до 30 % 7VH0M при подключении одного ГЦН к трем работающим.
После подключения ГЦН и стабилизации параметров энергобло­
ка мощность реактора может быть увеличена до значения, соответ­
ствующего новому числу работающих ГЦН, при этом уставки защит
ЯППУ должны быть выставлены на значения, соответствующие но­
вому уровню мощности.
Плановый пуск и останов ГЦН допускается производить при
включенных в работу основных регуляторах энергоблока — АРМ,
ЭГСР, регуляторах уровня в ПГ.
Реактор критичен. Состояние РУ «реактор критичен» характе­
ризуется следующими основными признаками:
эффективный коэффициент размножения нейтронов К,, = 1,0;
цепная реакция самоподдерживающаяся;
нейтронная мощность реактора поддерживается в диапазоне от
минимально контролируемого уровня (МКУ) до 2 % NU0M, где МКУ
мощности реактора — это минимальный уровень мощности реакто­
ра, достаточный для контроля за цепной реакцией деления с помо­
щью штатной аппаратуры контроля (АКНП).
В режиме «реактор критичен»:
мощность реактора поддерживается оператором вручную в режи­
ме дистанционного управления;
камеры АКНП промежуточного диапазона (ДП) и диапазона ис­
точника (ДИ) введены в зону максимальной чувствительности;
10-я группа ОР СУЗ находится в регламентируемой зоне;
для исключения неконтролируемого разбавления борной кислоты
в 1-м контуре запорная арматура на линии подачи чистого конденса­
та в 1-й контур закрыта и заперта на замки;
все штатные системы РУ находятся в работе согласно регламент­
ным условиям;
132

уровень в компенсаторе давления 5700 ± 150 мм;
уровень во всех ПГ # н о м + 50 мм.
Горячий останов. Состояние РУ «горячий останов» характеризу­
ется следующими основными признаками:
реактор подкритичен не менее чем на 2 % реактивности;
температура 1-го контура более 260 °С;
давление в 1-м контуре 160 кгс/см2;
уровень в КД — номинальный;
уровень воды в парогенераторах номинальный;
давление в парогенераторах 64 ± 2 кгс/см2.
Холодный останов. Состояние РУ «холодный останов» характе­
ризуется следующими основными признаками:
реактор подкритичен;
концентрация Н 3 В0 3 в 1-м контуре не менее стояночной;
температура оборудования 1-го контура ниже температуры хлад­
ноломкости;
давление в 1-м контуре менее 35 кгс/см2.
В режиме «холодный останов»:
реактор заглушён всеми ОР СУЗ, содержание борной кислоты
в воде 1-го контура не менее регламентированного значения для дан­
ной загрузки;
остаточные тепловыделения реактора отводятся через систему
аварийно-планового расхолаживания;
при температуре металла ПГ менее 100 °С отключены ГЦН 1—4;
температура воды в компенсаторе объема менее 70 °С;
уровень воды в компенсаторе объема 11600 ± 200 мм;
уровень в парогенераторах поддерживается в диапазоне 3700—
3800 мм.
Останов для ремонта. Состояние РУ «останов для ремонта» ха­
рактеризуется следующими основными признаками:
реактор подкритичен, заглушён всеми ОР СУЗ;
концентрация Н 3 В0 3 в 1-м контуре не менее 16 г/кг;
давление в 1-м контуре равно атмосферному;
температура в КД менее 70 °С;
уровень теплоносителя в реакторе на 200—300 мм ниже главного
разъема реактора или снижен для выполнения ремонтных работ,
но не ниже оси входных («холодных») патрубков реактора.
В режиме «останов для ремонта» производится разуплотнение
ГЦК для проведения ремонтных работ на оборудовании 1-го контура
(без разборки реактора).
Останов для перегрузки. Состояние РУ «останов для перегруз­
ки» характеризуется основными признаками:
133

реактор подкритичен;
концентрация борной кислоты в 1-м контуре и в бассейне вы­
держки не менее 16 г/кг;
температура на выходе из ТВС менее 70 °С;
верхний блок (ВБ) и блок защитных труб (БЗТ) реактора сняты;
бассейн перегрузки (БП) и бассейн выдержки (БВ) заполнены
до отметки 37,4 м раствором борной кислоты концентрацией не ме­
нее 16 г/кг;
температура воды в бассейне выдержки при проведении работ
по перегрузке топлива менее 50 °С.
Перегрузка топлива. Состояние РУ «перегрузка топлива» харак­
теризуется следующими основными признаками:
РУ находятся в режиме «останов для перегрузки»;
выполнены условия, необходимые для начала операций с топливом.
В состоянии РУ «перегрузка топлива»:
реактор подкритичен не менее 72 часов;
концентрация раствора борной кислоты не менее 16 г/кг;
верхний блок (ВБ) и блок защитных труб (БЗТ) сняты;
осуществляется непрерывный контроль мощности реактора с по­
мощью комплекса аппаратуры нейтронного контроля плотности ней­
тронного потока (АКНП) с использованием системы контроля пере­
грузки (СКП), устанавливаемой на период перегрузки активной зо­
ны реактора;
на пульте перегрузочной машины установлены сигнальные пере­
носные табло системы СКП и звуковой индикатор разгона, исполь­
зующий сигналы от блоков детектирования системы СКП;
установлен постоянный контроль за состоянием радиационной
обстановки на отметке пола реакторного зала в районе бассейна вы­
держки;
температура воды в БВ и в БП не должна превышать 50 °С, на
выходе из реактора не более 70 °С;
работоспособны не менее двух каналов аварийного охлаждения
активной зоны низкого давления СБ.
6.2. ОСНОВНЫЕ СОСТОЯНИЯ ТУРБОУСТАНОВКИ

Основные предпусковые состояния турбоустановки определяют­
ся температурным состоянием металла корпуса турбины в зоне паровпуска цилиндра высокого давления:
холодное состояние
первое неостывшее состояние
второе неостывшее состояние
горячее состояние
134

^цвд < ^0 °^'
80 °С < 7"цвд < 130 °С;
130 °С < Тцвд < 180 °С;
ГцВД > 180 °С.

Исходя из температурного состояния паровпуска ЦВД, определя­
ется график пуска турбины. После выбора графика пуска турбины
определяются выдержки времени на промежуточной и номинальной
частоте вращения, скорость нагружения турбины.
Перед толчком турбины вводятся в работу основные и вспомога­
тельные системы турбоустановки. Прогреваются основные паро­
проводы.
После толчка турбины и повышения частоты вращения ротора
до 600 об/мин делается выдержка 15 мин, после чего частота враще­
ния повышается до номинальной (1500 об/мин). Средняя скорость
повышения частоты вращения — 90 об/мин. При 1500 об/мин прове­
ряются показатели теплового и механического состояния турбоагре­
гата. После чего производится синхронизация и включение генера­
тора в сеть и повышение электрической нагрузки до 100 МВт. Даль­
нейший подъем мощности энергоблока до номинального определя­
ется допустимыми скоростями подъема мощности реактора.
6.3. ПУСК ЭНЕРГОБЛОКА

Пуск энергоблока АЭС с реакторами ВВЭР-1000 предполагает
ряд последовательных комплексных операций, включающих:
предпусковые подготовительные операции;
проверки работоспособности отдельных механизмов, систем нор­
мальной эксплуатации (НЭ) и систем безопасности (СБ);
операций по переводу энергоблока из состояния перегрузка топ­
лива в холодное состояние;
разогрев реакторной установки до горячего состояния;
перевод энергоблока на минимально контролируемый уровень
мощности (перевод в состояние «реактор критичен»);
подъем мощности до номинального значения (перевод в состоя­
ние «работа на мощности»).
Предпусковые подготовительные операции включают полную
подготовку всех систем энергоблока к эксплуатации.
Проверки работоспособности механизмов и систем НЭ и СБ
предполагают индивидуальное опробование отдельных механизмов
и оборудования и комплексное опробование систем в целом с после­
дующим переводом их в рабочее или дежурное (резервное) состоя­
ние. Регламент безопасной эксплуатации определяет жесткие требо­
вания по состоянию готовности всех элементов и систем энергобло­
ка к пуску, отклонение от которых определяет необходимость пре­
кращения любых пусковых операций до устранения установленного
отклонения.
Перевод энергоблока из состояния «перегрузка топлива» в холод­
ное состояние производится при условии готовности всех систем
135

и механизмов энергоблока после выполнения всего комплекса прове­
рок и получения разрешения главного инженера АЭС. Перевод пред­
полагает сборку реактора и уплотнение главного разъема реактора,
уплотнение оборудования 1-го контура, заполнение 1-го контура те­
плоносителем, опробование некоторых механизмов в работе на 1-й
контур, контроль плотности 1-го контура на давление не более
35 кгс/см2, заполнение парогенераторов по 2-му контуру.
В холодном состоянии производится контроль основных парамет­
ров реактора и 1-го контура — нейтронно-физических параметров,
давления в 1-м контуре, температуры на выходе ТВС, концентрации
борной кислоты в 1-м контуре, давления во 2-м контуре — с целью
недопущения выхода указанных параметров за допустимые грани­
цы, установленные для холодного состояния. Также производится
опробование некоторых основных систем энергоблока, контроль их
готовности к выполнению проектных функций.
Разогрев реакторной установки до горячего состояния произво­
дится за счет работающих ГЦН, остаточных тепловыделений актив­
ной зоны и работы электронагревателей КД. На первом этапе разо­
грев производится до температуры гидравлических испытаний 1-го
и 2-го контуров. Скорость разогрева 1-го контура ограничена значе­
нием 20 °С/ч.
Гидроиспытания 1-го контура производятся:
на плотность (200 кгс/см2);
на прочность (250 кгс/см2).
Гидроиспытания 2-го контура производятся:
на плотность (88 кгс/см2);
на прочность (НО кгс/см2).
Далее, при отсутствии замечаний проводятся испытания гермооболочки (ГО) на герметичность повышением давления в ГО сжатым воз­
духом до Рт6 = 0,7 кгс/см2 и вакуумированием до 15—20 мм вод. ст.
При положительных результатах испытаний разогрев РУ продол­
жается до номинальных параметров (Г1к = 260 °С, Р1к = 160 кгс/см2)
с промежуточным выполнением этапа замены азотной подушки в КД
на паровую. На этапе разогрева после ремонта производится провер­
ка эффективности системы аварийного ввода бора в 1-й контур, оп­
робование предохранительных устройств 1-го и 2-го контуров.
На номинальных параметрах производится проверка защит и блоки­
ровок, опробование A3, ПЗ, испытания СУЗ. В горячем состоянии
производится контроль основных параметров реактора и 1-го конту­
ра — нейтронно-физических параметров, давления в 1-м контуре,
температуры на выходе ТВС, концентрации борной кислоты в 1-м
контуре, давления во 2-м контуре — с целью недопущения выхода
136

указанных параметров за допустимые границы, установленные для
горячего состояния.
Перевод энергоблока на минимально контролируемый уровень
мощности производится последовательным выполнением следую­
щих операций:
подъем ОР СУЗ до регламентного положения;
снижение концентрации борной кислоты в 1-м контуре путем во­
дообмена.
Выход реактора на МКУ мощности должен быть зафиксирован
штатной аппаратурой — АКНП. После выхода реактора на МКУ
производится кратковременная стабилизация состояния для выпол­
нения проверки сцепления ОР СУЗ со своими приводами и измере­
ния нейтронно-физических характеристик активной зоны.
Подъем мощности РУ до номинального значения (перевод в со­
стояние «работа на мощности») производится как перемещением
ОР СУЗ, так и снижением концентрации борной кислоты. Подъем
мощности реактора производится со скоростью не более 3 %/мин.
В процессе подъема мощности вводится в работу определенное ос­
новное оборудование энергоблока: конденсатно-питательный тракт,
включая ТПН и питательный узел ПГ, паровой тракт, схема пароснабжения СН, основное и вспомогательное оборудование турбоустановки, системы очистки 2-го контура, подготавливается к работе
турбогенератор и схема выдачи мощности энергоблока, вводятся
элементы автоматики, защит и блокировок.
На уровне мощности 7—12% NE0M производится калибровка
АКНП по результатам расчета тепловой мощности и измерение эф­
фективности аварийной защиты реактора.
На уровне мощности 25—30 % NU0M производится толчок роторов
турбины, набор номинальных оборотов, синхронизации турбогене­
ратора с энергосетью и дальнейший набор мощности.
При уровне мощности 75—80 % JVH0M производится трех часовая
выдержка для выравнивания поля энерговыделения активной зоны
реактора, после чего производится дальнейший подъем мощности до
100% NH0M. После выхода энергоблока на номинальный уровень
мощности производится стабилизация параметров энергоблока, кон­
троль состояния активной зоны реактора, контроль работы автомати­
ки и общий контроль состояния систем и элементов энергоблока.
6.4. ИЗМЕНЕНИЕ НАГРУЗКИ И ПЛАНОВЫЙ ОСТАНОВ

При нормальном состоянии эксплуатации энергоблока проектом
предусмотрено плановое снижение уровня мощности, исходя из ха­
рактеристик основного оборудования.
137

Основным оборудованием, которое определяет заданный уровень
мощности энергоблока при его работе на энергетическом уровне
мощности являются:
главные циркуляционные насосы;
турбопитательные насосы 2-го контура;
группы подогревателей высокого давления 2-го контура.
Допускается длительная работа энергоблока на мощности более
5 % 7УН0М при одном или двух отключенных ГЦН, одном отключен­
ном ТПН, одной или двух отключенных группах ПВД.
Для вывода ГЦН, ТПН, ПВД из работы предварительно произво­
дится совокупность операций на системах и оборудовании энерго­
блока, связанных с плановым снижением мощности до допустимых
значений. После этого производится вывод из работы указанного
оборудования.
Автоматические системы энергоблока обеспечивают устойчивую
работу без нарушения пределов и условий нормальной эксплуатации
при набросе или сбросе электрической нагрузки.
Допускается длительная работа энергоблока с предварительным
снижением мощности при неисправностях:
ряда автоматических регуляторов 1-го контура (АРМ, РОМ, регу­
лятора давления и уровня в КД);
паросбросных устройств 2-го контура (БРУ-А, БРУ-К);
ряда устройств системы защиты от избыточного давления 1-го и
2-го контуров (ИПУ КД, ИПУ ПГ).
В случае продления кампании РУ разрешается работа энергобло­
ка на пониженной мощности с использованием мощностного эффек­
та реактивности.

Глава 7. ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ АЭС

7.1. СОВРЕМЕННОЕ ПОНИМАНИЕ ЯДЕРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

Использование ядерной энергии и источников ионизирующего
излучения является одним из важнейших завоеваний человечества
в XX веке.
Все предприятия ядерного топливного цикла в мире, включая
и атомные станции, добавляют к естественному радиоактивному фо­
ну лишь 0,03 %. Для населения, проживающего в окрестностях АЭС,
это дополнительное увеличение фона составляет не более 1 %.
Современное понимание ядерной безопасности — это умение
и необходимость видеть ее в глобальном измерении, с полным ис­
пользованием национальных возможностей и потенциала междуна­
родного сотрудничества.
Но, к сожалению, любой вид человеческой деятельности связан
с опасностью. Абсолютной безопасности нет, и ядерная энергетика
не является исключением. Задача людей, занятых в области ядерной
энергетики, — сделать безопасность АЭС настолько высокой, чтобы
она воспринималась обществом как абсолютная.
Безопасность — есть сложная, общественно-значимая категория,
представляющая собой совокупность технических, экономических,
моральных, нравственных и правовых характеристик.
Опыт мировой ядерной энергетики свидетельствует об ее эколо­
гических и экономических преимуществах. Однако прошлые ава­
рии, особенно Чернобыльская, а также загрязнение территорий от­
ходами ядерно-оружейного комплекса, вызвали рост социальной на­
пряженности и антиядерных настроений среди населения различ­
ных стран мира.
Очевидно, что ядерная энергетика только тогда будет иметь буду­
щее в качестве одной из основных энергетических составляющих
XXI века, когда будет отвечать все возрастающим требованиям безо­
пасности.
Особенностью объектов ядерной энергетики является образова­
ние и накопление в процессе эксплуатации значительного количест­
ва радиоактивных веществ. Большую часть их составляют продукты
деления урана.
Именно по этой причине с АЭС связан специфический риск —
потенциальная опасность для населения и окружающей среды в слу­
чае выхода радиоактивных продуктов за пределы АЭС.
139

Ядерная технология имеет три главных преимущества:
небольшие физические объемы потребляемого топлива для про­
изводства электроэнергии;
АЭС не выбрасывает в окружающую среду вредные вещества и
не потребляет кислород;
в режимах нормальной эксплуатации ядерная технология имеет
минимальное воздействие на окружающую среду, население и об­
служивающий персонал.
Консервативные подходы при проектировании АЭС закладывают
большие резервы в ресурсные характеристики элементов атомной
электростанции.
Имеющийся почти 50-летний опыт эксплуатации атомных электро­
станций показал, что АЭС могут успешно эксплуатироваться не толь­
ко в течение проектных сроков (обычно в пределах 20—30 лет), но
и значительно дольше. Так, в Великобритании, продолжают эксплуа­
тироваться АЭС «Колдер Холл» и «Чапелькросс», введенные в экс­
плуатацию в 1956—1959 гг.
Во многих ведущих странах мира ведется постоянная работа по
обеспечению эксплуатации действующих АЭС в течение 40—60 лет.
Это возможно только через процедуру получения Лицензии на экс­
плуатацию АЭС сверх проектного срока, выдаваемую национальным
органом регулирования безопасности.
Крупные энергетические компании ведущих стран мира уже дли­
тельное время ведут работы по разработке нового поколения ядер­
ных реакторов.
В России также ведутся работы по созданию проектов АЭС
с ядерными реакторами с естественной безопасностью (АЭС-92
с реактором ВВЭР-1000, АЭС с реактором ВВЭР-640, АЭС с быст­
рым реактором БН-800). Наиболее важным требованием естествен­
ной безопасности является способность реактора при достижении
заданных пределов безопасной эксплуатации останавливать цепную
реакцию деления, обеспечивать теплоотвод при остановленном ре­
акторе и сохранять функционирование барьеров на пути распростра­
нения радиоактивных продуктов за счет природных физических про­
цессов, без активного вмешательства оператора и активных систем
безопасности.
Рост стоимости сооружения АЭС в настоящее время связан с ря­
дом законодательных актов по регулированию безопасности, а также
формализации и ужесточении норм по обеспечению безопасности.
Новые правила лицензирования также удлинили процесс сооруже­
ния АЭС.
140

7.2. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ БЕЗОПАСНОСТИ АЭС

Общие положения. В настоящее время мировым сообществом
выработаны общие принципы обеспечения безопасности АЭС. Они
универсальны для всех типов реакторов. Эти принципы уточняются
и дополняются по результатам опыта эксплуатации атомных станций
и анализа аварий.
Основные принципы безопасности содержатся как в российской,
так и в международной нормативно-технической документации
по безопасности. Так, МАГАТЭ разработало ряд рекомендательных
документов, определяющих общие подходы и принципы обеспече­
ния безопасности.
Безопасность АЭС закладывается на всех стадиях ее создания
и обеспечивается в процессе эксплуатации на протяжении заплани­
рованного срока службы.
Атомная электростанция является безопасной, если:
радиационное воздействие от нее на персонал, население и окру­
жающую среду при нормальной эксплуатации и при проектных ава­
риях не приводит к превышению установленных санитарными нор­
мами значений;
радиационное воздействие ограничивается до приемлемых значе­
ний при тяжелых (запроектных) авариях.
При разработке проекта головного энергоблока АЭС ВВЭР-1000 с
серийной реакторной установкой В-320 учитывались действовавшие
на тот период времени нормы и правила, а также опыт проектирова­
ния и эксплуатации энергоблоков более ранних поколений.
Основным критерием безопасности, заложенным в проекты АЭС
с реакторами ВВЭР-1000, был критерий обеспечения безопасности
при всех переходных режимах и проектных авариях, включая макси­
мальную проектную аварию — разрыв трубопровода главного цир­
куляционного контура, с учетом принципа единичного отказа. При
этом предполагался исключительно детерминистический подход
к оценке уровня безопасности.
Современные НТД в значительной мере изменили подходы и
принципы обеспечения безопасности, в первую очередь, за счет вве­
дения вероятностных критериев оценки достигаемого уровня безо­
пасности, а также требований управления запроектными авариями.
Правовое регулирование безопасности. Система документа­
ции по безопасности. Правовое регулирование призвано обеспечить
безопасное развитие ядерной энергетики. Система правового регули­
рования строится по принципу «запрещено все, что не разрешено».
Такая система запретов и разрешений направлена, прежде всего, на
обеспечение
безопасного
использования
ядерной
энергии
и предотвращение радиационно-опасных инцидентов.
141

Любое государство стремится создать максимально детализиро­
ванную систему правовых актов, включающую в себя как акты выс­
ших органов государственных власти, так и нормативные акты ми­
нистерств и ведомств.
Принятие законов об ядерной энергии и создание национальных
регулирующих органов можно считать первыми шагами в области
внутреннего правового регулирования вопросов использования
ядерной энергии.
В Российской Федерации создана система документов по безопас­
ности в ядерной энергетике. Правительство и Парламент России раз­
работали правовую основу для использования ядерной энергии. Пра­
вительство России создало независимый регулирующий орган —
Госатомнадзор России, на который возложена ответственность за ре­
гулирование вопросов безопасного использования ядерной энергии.
С 1996 г. вступила в силу Конвенция о ядерной безопасности, ко­
торую Россия подписала в Вене в 1994 г. Система документации по
безопасности имеет следующую структуру.
Первый уровень системы документации по безопасности занима­
ют Федеральные законы в области использования ядерной энергии.
Второй уровень включает в себя законодательные акты и поста­
новления Правительства России, развивающие и конкретизирующие
требования Федеральных законов. Документы второго уровня кон­
кретизируют цели безопасности.
Третий уровень составляют федеральные нормы и правила
по безопасности в ядерной энергетике.
Четвертый уровень — национальные промышленные стандарты.
Пятый уровень — производственные инструкции.
Эксплуатирующая организация определяет политику в области
системы управления безопасностью и концепцию управления безо­
пасностью на всех этапах жизненного цикла АЭС.
Для обеспечения безопасной и надежной эксплуатации на каждой
АЭС разрабатывается комплект документации, определяющий дей­
ствия персонала АЭС для реализации политики эксплуатирующей
организации в области системы управления безопасностью. Каждый
документ, входящий в этот комплект, формализует действия персо­
нала и определяет ответственность каждого работника АЭС по на­
правлениям деятельности, влияющим на безопасность. Для каждого
энергоблока АЭС разработаны Технологические регламенты. Техно­
логический регламент содержит правила и основные приемы безо­
пасной эксплуатации, общий порядок выполнения операций, связан­
ных с безопасностью, а также пределы и условия безопасной экс­
плуатации.
142

Комплект документов АЭС должен содержать, как минимум, опи­
сание следующих направлений и видов деятельности:
распределение ответственности. Данный документ отражает
требования к распределению ответственности между различными
категориями персонала АЭС;
применение дифференцированного подхода. Документ должен ус­
танавливать порядок применения дифференцированного подхода,
основанного на относительной важности каждого элемента, услуги
или процесса для безопасности АС. Требования документа примени­
мы ко всем системам и элементам АС и устанавливают:
правила определения категории влияния на безопасность систем
(элементов) АЭС;
правила определения категории влияния на безопасность работ,
выполняемых на системах (элементах) АЭС (или для систем и эле­
ментов), включая работы, связанные с покупными изделиями (обо­
рудованием, запчастями и материалами);
требуемую квалификацию персонала, который назначают ответ­
ственными исполнителями по разработке и сопровождению проце­
дур выполнения работ (или по ведению документации, связанной
с покупными изделиями), относящихся к различным категориям
безопасности;
требования по обеспечению качества и безопасности для каждой
категории работ;
учет и хранение документации. Данный документ определяет ос­
новные типы записей на АЭС, а также административных мероприя­
тий, связанных со сбором, хранением, получением, сопровождением
и утверждением записей;
подбор, квалификация и подготовка персонала. Данный документ
устанавливает требования к квалификации персонала, к его подбору,
подготовке и переподготовке. Кроме того, устанавливаются требова­
ния к процедурам подготовки и обучения, обучающему персоналу,
к методикам и средствам обучения;
проверки и ревизии. Действующая на АЭС система безопасности
должна подвергаться проверкам, например, внутренним проверкам,
проводящимся по распоряжению директора АЭС, и внешним про­
веркам, проводящимся по распоряжению эксплуатирующей органи­
зации или национального регулирующего органа. Результатом таких
проверок является оценка состояния системы управления безопасно­
стью АЭС;
несоответствия и корректирующие меры. На основании прово­
димых проверок системы управления безопасностью выявляются
несоответствия и недостатки, которые необходимо устранять путем
разработки и выполнения корректирующих мер;
143

управление безопасностью. Документ в совокупности с комплек­
том вспомогательных документов описывает мероприятия, осущест­
вляемые на площадке АЭС с целью обеспечения безопасности пер­
сонала, населения и окружающей среды;
мероприятия по организационному взаимодействию устанавли­
вают требования к взаимосвязи в пределах АЭС, а также между АЭС
и внешними организациями для эффективного осуществления поли­
тики в области управления системой безопасности АЭС;
управление оперативной эксплуатацией. Должны быть определе­
ны и записаны все действия оперативного персонала АЭС и персо­
нала, принимающего участие в оперативной эксплуатации для обес­
печения надежной и безопасной эксплуатации АЭС;
управление техническим обслуживанием и ремонтом устанавли­
вает требования ко всем мероприятиям в организации и проведении
технического обслуживания и ремонтов;
обращение с ядерным топливом. Данный документ устанавлива­
ет требования к обращению с ядерным топливом на всех этапах его
нахождения на АЭС с момента получения свежего топлива до от­
правки со станции отработанного топлива;
обращение с радиоактивными отходами. Документ устанавлива­
ет требования к организации системы обращения с радиоактивными
отходами, образующимися в процессе эксплуатации АЭС;
радиационный контроль АЭС и контроль загрязнения окружаю­
щей среды. Документ устанавливает требования к радиационному
контролю и методам его осуществления с целью поддержания безо­
пасной работы АЭС;
готовность к ликвидации аварий и аварийных ситуаций. Доку­
мент устанавливает требования к организации системы противоаварийного планирования, обеспечивающей готовность систем и обору­
дования и специально подготовленного персонала к устранению ава­
рий и аварийных ситуаций;
физическая защита. Для обеспечения безопасности станции до­
кумент устанавливает требования к организации режима охраны
АЭС, системы доступа персонала, включая персонал сторонних
предприятий, на территорию АЭС;
регистр рисков. Должен быть разработан регистр, включающий
следующие группы рисков:
биологические;
химические;
электрические;
эргономические;
механические;
физические;
144

оценка риска. Процедура оценки риска устанавливает требования
к оценке риска любой проводимой на АЭС работы для обеспечения
ее безопасного выполнения и применению методики оценки риска.
7.3. ОСНОВНЫЕ КРИТЕРИИ И ПРИНЦИПЫ БЕЗОПАСНОСТИ

Безопасность АЭС на всех этапах жизненного цикла обеспечива­
ется следующими мерами:
выбором благоприятной площадки расположения АЭС и надле­
жащим удалением ее от крупных населенных пунктов;
установлением необходимой санитарно-защитной зоны вокруг АЭС;
оснащением АЭС системами безопасности;
высоким качеством проектов систем (элементов), важных для
безопасности, и всей АЭС в целом;
высоким качеством изготовления, монтажа, ремонта и реконст­
рукции оборудования и трубопроводов;
высоким качеством строительно-монтажных работ в соответст­
вии с проектной документацией;
поддержанием в надежном состоянии важных для безопасности
систем путем проведения профилактических мер (периодического
контроля) и замены износившегося оборудования;
эксплуатацией АЭС в соответствии с действующей нормативнотехнической документацией и инструкциями по эксплуатации;
квалификацией персонала.
Основы безопасной эксплуатации АЭС закладываются на этапе
проектирования, поэтому главные задачи этого этапа — наиболее пол­
ный учет в проекте требований и принципов безопасности, использо­
вание систем безопасности и таких проектных решений, при которых
реакторная установка обладает свойствами самозащищенности.
При разработке современных проектов АЭС учитываются внеш­
ние воздействия: авиакатастрофы; взрывы на объектах, расположен­
ных вблизи площадки АЭС; землетрясения; ветровые нагрузки (ура­
ганы, смерчи); наводнения и внутренние воздействия: затопление
помещений; разрывы трубопроводов и сосудов высокого давления;
резкие перепады давления и летящие предметы внутреннего проис­
хождения; пожары.
На этапе изготовления оборудования и строительства АЭС за­
дачами безопасности являются применение апробированных техно­
логий, соблюдение проектных требований и требований специаль­
ной нормативно-технической документации и выполнение работ на
высоком уровне качества.
На этапе ввода в эксплуатацию задачами обеспечения безопас­
ности являются полная и качественная наладка и функциональные
145

испытания смонтированного оборудования и систем с целью под­
тверждения их соответствия требованиям проекта.
На этапе эксплуатации главной задачей обеспечения безопасно­
сти является ведение технологических режимов в соответствии с
требованиями Технологического регламента и инструкций по экс­
плуатации систем и оборудования АЭС.
Задача нормальной эксплуатации — сведение к минимуму радио­
активных выбросов, присущих режимам нормальной эксплуатации.
При возникновении отказов и инцидентов — задачей является
предотвращение их перерастания в проектные аварии.
Основная задача при возникновении проектных аварий — предот­
вращение их перерастания в запроектные.
При возникновении запроектных аварий задачей является сведе­
ние к минимуму воздействия радиации на персонал, население и ок­
ружающую среду за счет:
ввода в действие планов мероприятий по защите персонала и на­
селения;
следования инструкциям и руководствам по управлению запроектными авариями.
На этапе снятия с эксплуатации задачей безопасности является
выполнение мероприятий по долговременному захоронению радио­
активных продуктов и надзору за безопасностью при выполнении
демонтажа оборудования.
Задачи и основные принципы радиационной безопасности:
принцип нормирования — непревышение допустимых пределов
индивидуальных доз облучения граждан от всех источников ионизи­
рующего излучения;
принцип обоснования — запрещение всех видов деятельности по
использованию источников ионизирующего излучения, при которых
полученная доза для человека и общества не превышает риск воз­
можного вреда, причиненного дополнительным к естественному ра­
диационному фону облучением;
принцип оптимизации — поддержание на возможно низком
и достижимом уровне с учетом экономических и социальных факто­
ров индивидуальных доз облучения и числа облучаемых лиц при ис­
пользовании любого источника ионизирующего излучения.
Глубокоэшелонированная защита. Особое место занимает
принцип глубокоэшелонированной защиты, предполагающий созда­
ние ряда последовательных уровней защиты от вероятных отказов
технических средств и ошибок персонала, включая:
установление последовательных физических барьеров на пути
распространения радиоактивных продуктов в окружающую среду;
146

технические и организационные мероприятия по сохранению це­
лостности и эффективности этих барьеров;
готовность мероприятий по защите персонала, населения и окру­
жающей среды в случае разрушения барьеров.
В основе данного принципа лежит установление ряда последова­
тельных физических барьеров, обеспечивающих надежное удержа­
ние радиоактивных веществ в заданных объемах или границах со­
оружений АЭС. Система барьеров включает в себя: топливную мат­
рицу, оболочки тепловыделяющих элементов, границы контура теп­
лоносителя и герметичное ограждение локализующих систем безо­
пасности (например, защитная оболочка).
Каждый физический барьер проектируется и изготавливается
с учетом специальных норм и правил для обеспечения его повышен­
ной надежности. Количество барьеров между радиоактивными про­
дуктами и окружающей средой, а также их характеристики опреде­
ляются в проектах АЭС.
В процессе эксплуатации состояние физических барьеров контро­
лируется прямыми методами (например, визуальный контроль тепло­
выделяющих сборок перед их загрузкой в активную зону) или кос­
венными методами.
При обнаружении неэффективности или повреждения любого
физического барьера энергоблок АЭС останавливается для устране­
ния причин и восстановления его работоспособности.
Принцип глубокоэшелонированной защиты распространяется
не только на элементы, оборудование и системы, влияющие на безо­
пасность АЭС, но также на деятельность человека (например, на ор­
ганизацию эксплуатации, административный контроль, подготовку и
аттестацию персонала).
Первым уровнем защиты является качественно выполненный
проект АЭС, в котором все проектные решения обоснованы и обла­
дают определенной степенью консервативности с точки зрения безо­
пасности. При ведении технологического процесса первый уровень
обеспечивается за счет поддержания рабочих параметров АЭС в за­
данных проектных пределах.
Вторым уровнем защиты АЭС является обеспечение готовности
оборудования и систем, важных для безопасности станции, путем
выявления и устранения отказов. Технически второй уровень обес­
печивается надежным резервированием оборудования и систем и на­
личием в проекте диагностических систем для контроля состояния
элементов и оборудования.
Третий уровень защиты АЭС обеспечивается инженерными сис­
темами безопасности, предусмотренными в проекте. Он направлен
на предотвращение перерастания отклонений от режимов нормаль147

ной работы в проектные аварии, а проектных аварий — в тяжелые
запроектные аварии.
Основными задачами на этом уровне защиты являются:
аварийный останов реактора и перевод его в глубоко подкритичное состояние;
обеспечение отвода теплоты от активной зоны реактора с помо­
щью специальных систем;
локализация радиоактивных веществ в заданных проектом грани­
цах помещений или сооружений АЭС.
Четвертым уровнем защиты АЭС является управление авария­
ми. Этот уровень защиты АЭС обеспечивается заранее запланиро­
ванными и отработанными мероприятиями по управлению ходом
развития запроектных аварий.
Эти мероприятия включают в себя поддержание работоспособно­
го состояния систем локализации радиоактивных веществ (в частно­
сти, защитной оболочки).
Последним, пятым уровнем защиты являются противоаварийные
меры вне площадок АЭС. Основная задача этого уровня состоит в
ослаблении последствий аварий с точки зрения уменьшения радио­
логического воздействия на население и окружающую среду. Этот
уровень защиты обеспечивается за счет противоаварийных действий
на площадке АЭС и реализации планов противоаварийных меро­
приятий на местности вокруг АЭС.
Таким образом, реализация принципа глубокоэшелонированной
защиты позволяет достигать главной цели безопасности при экс­
плуатации — предотвращение отказов и аварий, а в случае их воз­
никновения, предусматривает средства по их преодолению и ограни­
чению последствий.
Для того чтобы этот принцип был реализован и действовал в пол­
ной мере, необходимо обеспечить эффективность всех пяти уровней
защиты в глубину.
Методы обеспечения и реализации глубокоэшелонированной за­
щиты раскрываются в конкретных принципах безопасности, охваты­
вая выбор площадки для будущей АЭС, проектирование АЭС и кон­
струирование оборудования, его изготовление и монтаж, строитель­
ство, ввод в эксплуатацию, эксплуатацию и снятие с эксплуатации.
В середине 90-х годов в России была разработана и утверждена
«Концепция повышения безопасности действующих блоков атомных
станций с ВВЭР-1000». В основу данной Концепции заложен прин­
цип, согласно которому в качестве первоочередных должны разраба­
тываться и внедряться организационные и технические мероприя­
тия, направленные на устранение и/или компенсацию имеющихся
несоответствий требованиям норм и правил по безопасности, суще148

Табл и ца 7.1
Классификация МАГАТЭ
Категория I
(низшая)

Вопросы, относящиеся к I категории отражают отступления от
признанной международной практики. Эти вопросы необходимо
рассматривать как часть действий, предпринимаемых для реше­
ния более значимых вопросов.

Категория II

Вопросы, относящиеся ко II категории, имеют значимость для
безопасности. Они связаны с ухудшением глубокоэшелонированной защиты.

Категория III

Вопросы III категории имеют высокую значимость для безопас­
ности. Глубокоэшелонированная защита недостаточна. Необхо­
димы немедленные корректирующие действия.

Категория IV Вопросы IV категории имеют наибольшее значение для безопас­
ности. Глубокоэшелонированная защита неприемлема. До реше­
ния вопросов необходимы безотлагательные меры.

ственно влияющих на глубокоэшелонированную защиту, т.е. меро­
приятия III и IV категорий, по классификации МАГАТЭ (табл. 7.1).
Основной целью Концепции является снижение риска населения
и персонала за счет снижения вероятности возникновения исходных
событий аварий и ослабления последствий аварий, путем повыше­
ния эффективности барьеров на пути распространения радиоактив­
ных веществ.
Принцип единичного отказа. Среди основных принципов безо­
пасности важнейшим является принцип единичного отказа. В соот­
ветствии с этим принципом, система должна выполнять свои функ­
ции при любом исходном событии, требующем ее срабатывания,
и при независимом от исходного события отказе любого элемента
этой системы.
На практике принцип единичного отказа реализуется путем ре­
зервирования. Для уменьшения вероятности отказов резервирован­
ных систем или их каналов по общей причине дополнительно при­
меняются:
физическое разделение;
разнотипность применяемых систем и оборудования.
Резервирование предполагает применение двух или более анало­
гичных систем или независимых каналов одной системы, идентич­
ных по своей структуре. При полной независимости этих систем или
каналов их общая надежность пропорциональна их количеству
Примером является трехкратное резервирование системы аварий­
ного охлаждения активной зоны реактора ВВЭР-ЮОО. Каждая из
149

входящих в нее подсистем может самостоятельно выполнить проект­
ную функцию в полном объеме.
Физическое разделение обеспечивает устойчивость резервирова­
ния систем или их каналов к одновременному отказу по общей при­
чине. Создание между системами или каналами физических барьеров
(путем создания огнеупорных перегородок, раздельных кабельных
проводок, размещения оборудования в разных помещениях) обеспе­
чивает сохранение работоспособности остальных систем или кана­
лов при повреждении одного из них при пожаре, внутреннем или
внешнем затоплении или по другим причинам общего характера.
Разнотипность оборудования подразумевает применение разных
по принципу действия систем, выполняющих одни и те же функции.
Например, арматура может иметь электрический, пневматиче­
ский или ручной привод. В случае возникновения отказов в работе
механической системы аварийной защиты реактора ВВЭР-1000, ее
функции могут быть выполнены увеличением концентрации борной
кислоты в 1-м контуре до требуемого значения, используя штатную
систему ввода раствора борной кислоты.
7.4. СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ

Системы безопасности (СБ) предназначены для:
аварийного останова реактора и поддержания реактора в подкритичном состоянии;
аварийного отвода теплоты от активной зоны реактора;
удержания радиоактивных продуктов в установленных границах.
Системы безопасности АЭС включают в себя защитные, локали­
зующие, обеспечивающие и управляющие системы.
Предусмотренные проектом системы безопасности обеспечивают
безопасность при любой проектной аварии с учетом:
зависимого отказа одного из каналов системы безопасности, свя­
занного с разрушением конечных участков трубопроводов защитных
систем, или разрыва петли ГЦК, в которую врезаются защитные сис­
темы безопасности;
независимого от исходного события отказа одного активного эле­
мента или пассивного элемента, имеющего механические движу­
щиеся части;
того, что из общего количества учитываемых проектом исходных
событий, не связанных между собой причинно-следственными свя­
зями, одновременно может случиться не более одного.
Для выполнения критериев безопасности СБ на российских АЭС,
в основном, выполнены по канальному принципу. Каждый из кана­
лов по своей производительности, быстродействию и прочим факто­
рам достаточен для обеспечения радиационной и ядерной безопас150

ности на АЭС в любом из режимов ее работы, включая режимы ава­
рий. В соответствии с нормативными требованиями должна быть
обеспечена независимость каналов СБ.
Независимость трех каналов СБ должна достигаться за счет раз­
деления каналов:
в технологической части;
в части электроснабжения и АСУ ТП;
территориального.
В аварийных ситуациях осуществляется автоматический запуск
в работу систем безопасности.
При исчезновении питания в системе собственных нужд энерго­
питание механизмов второй группы надежного электроснабжения
систем безопасности осуществляется от дизель-генераторов (ДГ), за­
пуск которых осуществляется автоматически, а подключение нагруз­
ки происходит по программе ступенчатого пуска.
Для исключения неправильных действий оператора в период на­
бора нагрузки ДГ предусмотрен автоматический запрет на дистанци­
онное управление аварийными механизмами.
Для аварийных механизмов автоматически вводится запрет на их
отключение оператором, пока не будет сформирован соответствую­
щий разрешающий технологический импульс.
Безопасность АЭС с ВВЭР-1000 при мгновенном разрыве трубо­
провода Ду 850 с двухсторонним истечением теплоносителя при ра­
боте реактора на номинальной мощности в условиях полного обесточивания АЭС обеспечивается следующими проектными мерами
и организационными мероприятиями:
выполнением проекта герметичных строительных конструкций,
включая оболочку, с учетом нагрузок при максимальном расчетном
землетрясении (МРЗ) и максимальных параметрах, достигаемых под
герметичной оболочкой (5 кгс/см2 (абс), 150 °С);
компоновочными решениями (размещением в боксах, установкой
защитных экранов и т.д.) и специальными мерами по раскреплению
и ограничению перемещений оборудования и трубопроводов реак­
торной установки, и связанных с ней систем;
учетом температурных нагрузок на различные участки конст­
рукций;
проектированием оборудования и трубопроводов реакторного от­
деления таким образом, чтобы в случае сочетания МПА и МРЗ обес­
печивалось выполнение безопасной остановки и расхолаживания ре­
акторной установки;
размещением оборудования и трубопроводов систем безопасности
в основном таким образом, чтобы выход из строя одного их каналов
системы безопасности не влек за собой выход из строя остальных;
151

эффективностью аварийной защиты реактора;
эффективной производительностью аварийных насосов;
исключением выбросов газа из ГЕ САОЗ в реактор;
обеспечением условий, гарантирующих аварийный останов реак­
тора, аварийное охлаждение и последующую разборку активной зо­
ны при МПА и деформации элементов ВКУ;
выбором объема раствора борной кислоты в гидроемкостях САОЗ
таким образом, чтобы запас раствора в трех гидроемкостях при
МПА был достаточен для охлаждения активной зоны до включения
аварийных насосов САОЗ.
Система управления безопасностью распространяется на все
этапы жизненного цикла АЭС и постоянно поддерживается в дейст­
венном состоянии посредством обновления и корректировок на ос­
нове изменения требований правил и норм, опыта эксплуатации
и лучшей международной практики.
Атомной электростанцией управляет коллектив людей, поэтому
для обеспечения безопасной работы АЭС необходима их слаженная
работа. Слаженность действий персонала появляется только в ре­
зультате большой профессиональной и психологической подготовки,
необходимой для создания сплоченного коллектива.
Управлять безопасностью возможно лишь при условии строгой
формализации целей и задач, поставленных перед объектом управле­
ния и четкого оформления структурной и документальной состав­
ляющих, отражающих ясное и очевидное распределение прав, ответ­
ственности и полномочий участников процесса. Документированная
система управления безопасностью позволяет обеспечить связь меж­
ду общими положениями по обеспечению безопасности АЭС и де­
тальными инструкциями по выполнению отдельных работ, влияю­
щих на безопасность на рабочем уровне.
Международное агентство по атомной энергии (МАГАТЭ) в тече­
ние многих лет занимается разработкой общих принципов безопас­
ности ядерной энергетики. Непосредственно под эгидой МАГАТЭ
обобщением опыта эксплуатации АЭС и установлением правил, на­
правленных на обеспечение их безопасности, занимается Междуна­
родная консультативная группа по ядерной безопасности (Interna­
tional Nuclear Safety Advisory Group — INSAG).
В соответствии с документами МАГАТЭ культура безопасности
является одним из фундаментальных принципов управления в ядер­
ной энергетике.
7.5. НАРУШЕНИЕ УСЛОВИЙ НОРМАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ.
АВАРИЙНЫЕ СИТУАЦИИ И АВАРИИ

Проектные пределы нормальной эксплуатации. Критерии
безопасной эксплуатации топливных загрузок активных зон реакто­
ров ВВЭР-1000:
152

обеспечение эксплуатации реактора между перегрузками в тече­
ние заданного времени, равного 7000 эффективных часов;
не превышение установленного предела по выгоранию ТВС, со­
ставляющего 49 МВт • сут/кг U;
не превышение неравномерности энерговыделения на протяже­
нии всей кампании;
обеспечение отрицательного знака коэффициентов реактивности
по температуре теплоносителя и по удельному объему.
Проведенные за все годы эксплуатации АЭС с ВВЭР-1000 проце­
дуры контроля герметичности оболочек твэлов показали хорошее
качество используемых ТВС.
Начиная с 1986 г. и по настоящее время не обнаружено ни одной
негерметичной ТВС, достигшей критерия отказа. Было выявлено
незначительное число твэлов с признаками газовой неплотности.
Предел безопасной эксплуатации по уровню суммарной активно­
сти изотопов йода в теплоносителе 1-го контура — 1,5 • 10~2 Ku/л за
все время эксплуатации ВВЭР-1000 не нарушался.
Для РУ В-320 с реакторами ВВЭР-1000 при четырех работающих
ГЦН определены следующие проектные пределы нормальной экс­
плуатации по теплогидравлическим параметрам:
Максимально допустимая тепловая мощность
реактора, МВт

3000 + 60 (100 + 2 % ЫИои)

Максимально допустимый подогрев теплоносителя
в реакторе, °С

30

Максимально допустимый подогрев теплоносителя
на ТВС, °С

35

Расход теплоносителя через реактор, м3/ч

84800 (+4000/-4800)

Температура теплоносителя на входе в реактор
в любой из работающих петель, °С

не более 288 + 2

Давление теплоносителя в реакторе

15,7 ± 0,2 МПа
(160±2кгс/см 2 )

Давление пара в работающем ПГ

6,27 ± 0,19 МПа
(64 ± 2 кгс/см2)

Уровень в КД

#ном ±

150

Уровень в ПГ
Температура питательной воды ПГ, °С

#ном ± 5 0
160—227

мм
мм

Расход проточек теплоносителя 1 -го контура
по линии оргпротечек и дренажей, м3/ч

не более 2,5

Давление в герметичной оболочке, мм вод. ст

не более 20

Температура в герметичной оболочке, °С

не более 60
153

Отклонение параметров РУ от эксплутационных пределов опре­
деляет необходимость србатывания технологических защит и блоки­
ровок и приведения энергоблоков к нормальным условиям эксплу­
атации.
Нарушения режимов нормальной эксплуатации являются все со­
стояния оборудования и систем энергоблока с отклонениями от при­
нятой в проекте технологией производства энергии при работе энер­
гоблока на мощности, в период пуска, останова или перегрузок топ­
лива, не приводящие к превышению установленных проектных пре­
делов безопасной эксплуатации.
Нарушения условий нормальной эксплуатации могут возникнуть
в результате:
нарушений, связанных с воздействием на реактивность;
нарушений со стороны 1-го контура;
нарушений со стороны 2-го контура;
нарушений в электрической части энергоблока АЭС;
нарушений при перегрузке топлива.
Действия оперативного персонала при возникновении нарушений
нормальной эксплуатации и аварийных ситуациях определяются
следующими станционными документами:
технологическим регламентом безопасности эксплуатации энер­
гоблока;
эксплуатационными инструкциями;
инструкциями по ликвидации аварий;
планом мероприятий по защите персонала в случае возникнове­
ния радиационной аварии;
оперативным планом пожаротушения АЭС.
Проектные пределы безопасной эксплуатации. Для РУ В-320
с реакторами ВВЭР-1000 определены следующие проектные пределы
безопасной эксплуатации по теплогидравлическим параметрам РУ:
Уровень плотности нейтронного потока

107/0

Период изменения потока тепловых нейтронов

Юс

Максимальное давление в 1-м контуре, кгс/см2

180/190

%NHJ

Минимальное давление в 1-м контуре, кгс/см2
притУ>75%

150/Р 1 к (Х+10°С)

при N< 75 %

140/Р 1к (/,+ 10°С)

Максимальное давление в ПГ по 2-му контуру,
кгс/см2
1

80/86

В числителе указано значение параметров РУ до срабатывания A3, в знаменателе —
после срабатывания A3.
154

Минимальное давление в ПГ по 2-му контуру,
кгс/см2

52/45

Максимальная температура в ГЦН

('ном + ^У(^1к - Ю)°С

Минимальный уровень в ПГ, мм

(// ном -650)/(/7 ном -1100)

Минимальный уровень в КД, мм

4600/4000

Отклонение параметров РУ от пределов безопасной эксплуатации
определяет необходимость срабатывания аварийной защиты реакто­
ра или систем безопасности и приведение энергоблока в безопасное
состояние.
Аварийный останов реактора. Аварийный останов реактора и,
как следствие, турбины, возникает в случае нарушения пределов
и условий безопасной эксплуатации в результате срабатывания ава­
рийной защиты реактора. В некоторых случаях аварийный останов
может быть вызван необходимыми действиями операторов в соот­
ветствии с требованиями инструкций и технологического регламен­
та с переводом энергоблока в горячее или холодное состояние.
После останова реактора в результате снижения давления во 2-м
контуре до уставки закрытия стопорных клапанов (СК) турбины
(52—56 кгс/см2) происходит останов турбины и отключение турбо­
генератора от энергосистемы.
Дальнейшая эксплуатация энергоблока АЭС после аварийного ос­
танова разрешается только после установления и устранения причин
нарушения.
7.6. РЕАКТИВНОСТНЫЕ АВАРИИ

Неуправляемое извлечение ОР СУЗ из активной зоны реактора
происходит вследствие ненормального функционирования системы
группового и индивидуального управления (СГИУ) СУЗ.
Данная аварийная ситуация распознается по следующим признакам:
изменению положения ОР СУЗ;
росту нейтронной мощности реактора;
уменьшению периода разгона реактора.
В результате срабатывания аварийной или предупредительной за­
щит реактора (или при установлении указанных признаков операто­
ром) производится аварийный останов энергоблока, перевод реакто­
ра в глубоко подкритичное состояние и перевод РУ в режим горячего
останова. Если в течение 24 ч неисправность не будет устранена, то
должна быть создана стояночная концентрация борной кислоты в 1м контуре.
Пуск РУ может быть произведен только после проведения необ­
ходимого ремонта СГИУ СУЗ и ее опробования.
155

Выброс OP СУЗ. Выброс одного из погруженных ОР СУЗ из ак­
тивной зоны реактора может произойти вследствие разрыва чехла
привода СУЗ и выбросом ОР потоком теплоносителя. В результате
данной аварии происходит мгновенный ввод положительной реак­
тивности и появление признаков течи 1-го контура.
Основными признаками данной аварии являются следующие:
потеря индикации положения ОР СУЗ;
резкий всплеск нейтронной мощности реактора (нейтронная
вспышка);
уменьшение периода разгона реактора;
снижение параметров 1-го контура (уровня в КД и давления).
В результате аварии происходит срабатывание аварийной защиты
(A3) реактора по уменьшению периода разгона реактора или по уве­
личению нейтронной мощности и снижение параметров 1-го конту­
ра (уровня в КД и давления) в результате потери теплоносителя 1-го
контура через поврежденный чехол привода ОР СУЗ.
Действия операторов при данной аварии должны быть направле­
ны на максимально возможный ввод отрицательной реактивности
за счет ОР СУЗ и ввод концентрированного раствора борной кисло­
ты в 1-й контур. Кроме того, операторы должны обеспечить подпит­
ку 1-го контура используя насосы нормальной подпитки или аварий­
ные насосы САОЗ и перевод РУ в холодное состояние.
Снижение концентрации поглотителя в 1-м контуре. Непредна­
меренное снижение концентрации борной кислоты в теплоносителе
1 -го контура в критическом состоянии активной зоны может происхо­
дить в результате отказов в системах нормальной эксплуатации РУ:
системе подпитки-продувки 1-го контура;
системе организованных протечек;
установке СВО-2,
из-за наличия утечки теплоносителя в одной из систем или некон­
тролируемого поступления избыточной чистой (неборированной)
воды (дистиллята, воды промконтура, технической воды) в одну из
систем при отсутствии утечек теплоносителя.
Данная аварийная ситуация распознается по следующим признакам:
перемещению ОР СУЗ вниз;
периодическому уменьшению периода разгона реактора;
периодическому увеличению нейтронной мощности реактора;
периодическому срабатыванию АРМ и ГТЗ-1 (РОМ) при N >
>Ю2%ЛГ ном .
После повышения уровня мощности до 102% 7VH0M устройство
РОМ должно снизить мощность реактора до допустимого значения.
В случае несрабатывания РОМ или неэффективной его работы при
156

мощности 104 % iVH0M должна сработать ПЗ-1. В случае несрабатыва­
ния ПЗ-1 или неэффективной ее работы при достижении значения
мощности 107 % 7VH0M должна сработать аварийная защита реактора.
В подобной аварийной ситуации действия операторов должны
быть направлены на поиск и прекращение подачи неборированной
воды в 1-й контур, а также на подачу в 1-й контур концентрирован­
ного раствора борной кислоты для восстановления текущего значе­
ния концентрации бора в 1-м контуре и поддержания рабочей груп­
пы ОР СУЗ в рабочем диапазоне. Повторный пуск реактора разреша­
ется после обнаружения и устранения выявленных дефектов и про­
ведения необходимого комплекса опробований.
7.7. ТЕЧИ 1-го КОНТУРА

Течи теплоносителя из 1-го контура могут быть вызваны непред­
намеренными действиями или ошибками операторов, связанными
с организацией невозвратного вывода теплоносителя, разрушением
оборудования и разрывами трубопроводов 1-го контура. Течи 1-го
контура опасны с точки зрения потенциальной угрозы нарушения
условий охлаждения активной зоны реактора.
Компенсируемые (малые) течи. К компенсируемым (малым) те­
чам 1-го контура относятся течи, компенсируемые системой подпит­
ки-продувки. При компенсируемых течах 1-го контура расход в течь
меньше расхода подаваемой от насосов подпитки, и поэтому дости­
жения уставок срабатывания защит не происходит.
Основным и первоочередным признаком течи 1-го контура явля­
ется появление дебаланса расходов между подпиткой и продувкой 1го контура.
Недопустимые значения дебаланса расходов подпитки-продувки
1-го контура следующие:
более 0,7 т/ч при неизвестном месте течи;
более 2,0 т/ч при известном месте течи.
В случае появления течи 1-го контура, превышающей указанные
значения, оператор должен приступить к плановому останову энер­
гоблока и переводу РУ в режим холодного останова.
Средние течи. К средним течам 1-го контура относятся течи эк­
вивалентным внутренним диаметром 50 < Dy < 150, при которых вы­
носимая с теплоносителем энергия больше остаточных тепловы­
делений.
Основными признаками данной аварии являются следующие:
появление дебаланса расходов между подпиткой-продувкой 1-го
контура;
157

увеличение расхода подпитки 1 -го контура до максимального зна­
чения;
достаточно быстрое снижение уровня в КД;
достаточно быстрое снижение давления в 1-м контуре;
срабатывание A3 реактора;
автоматический запуск механизмов СБ;
рост параметров среды в ГО (температуры, давления, влажности
и радиоактивности).
В соответствии с указанными признаками оператор должен оста­
новить реактор от ключа A3. Если оператор не выполнит указанное
действие, реактор будет остановлен вследствие автоматического
срабатывания A3 в результате достижения уставок защит от пониже­
ния давления в 1-м контуре. При достижении разности температуры
насыщения и максимальной температуры в любой из «горячих» ни­
ток петель 1-го контура dts < 10 °С происходит запуск механизмов
систем безопасности (СБ) и отключение ГЦН. В результате увеличе­
ния давления в ГО происходит срабатывание спринклерных насосов
на орошение ГО, а при снижении давления в 1-м контуре ниже
60 кгс/см2 начинается слив гидроемкостей (ГЕ) САОЗ.
Действия операторов должны быть направлены на перевод реак­
тора в глубоко подкритичное состояние, на обеспечение подпитки
1-го контура с использованием насосов аварийного охлаждения ак­
тивной зоны, снижение давления в 1-м контуре для уменьшения рас­
хода в течь и перевод РУ в режим холодного останова.
Большие течи. К большим течам 1-го контура относятся течи эк­
вивалентным внутренним диаметром более Ду 300, включая макси­
мальную проектную аварию — гильотинный разрыв ГЦТ Ду 850 с
двухсторонним истечением теплоносителя.
Основными признаками данной аварийной ситуации являются
следующие:
резкое снижение давления в 1-м контуре;
резкое снижение уровня в КД вплоть до полного опорожнения;
срабатывание A3 реактора;
автоматический запуск механизмов СБ;
слив ГЕ САОЗ;
рост параметров среды в ГО (температуры, давления, влажности
и радиоактивности).
При разрывах трубопроводов большого диаметра происходят рез­
кое, в течение нескольких секунд, снижение давления в 1-м контуре
примерно до 5 кгс/см2, срабатывание A3 реактора по понижению дав­
ления в 1 -м контуре и разрывных защит с воздействием на запуск ме­
ханизмов СБ, а также отключение ГЦН. В результате увеличения дав­
ления в ГО происходит срабатывание спринклерных насосов на оро158

шение ГО, при снижении давления в 1 -м контуре ниже 60 кгс/см2 —
слив гидроемкостей (ГЕ) САОЗ, а ниже 23 кгс/см2 на 1-й контур начи­
нают работать насосы САОЗ низкого давления.
При данной аварии действия операторов должны быть направлены
на обеспечение глубокой подкритичности реактора, на максимально
эффективную подпитку 1-го контура с использованием насосов ава­
рийного охлаждения активной зоны и перевод РУ в режим холодного
останова с использованием, в первую очередь, насосов САОЗ.
Отказ ИПУ КД в открытом положении может быть вызван
ложным срабатыванием ИПУ КД (непреднамеренное открытие из-за
ложного срабатывания автоматики или неисправности датчиков из­
мерения давления) или незакрытием ИПУ КД после реального сра­
батывания (непосадка из-за механических повреждений).
Основными признаками данной аварии являются следующие:
резкое снижение давления в 1-м контуре;
рост уровня в КД вплоть до полного заполнения;
рост температуры трубопровода на линии сброса пара в барботажный бак (ББ);
срабатывание A3 реактора;
автоматический запуск механизмов СБ;
рост параметров среды в ГО (температуры, давления, влажности
и радиоактивности);
срабатывание защит, автоматики и сигнализации.
В результате открытия ИПУ КД происходит резкое снижение дав­
ления в 1-м контуре с вскипанием теплоносителя в КД и 1-м конту­
ре, наблюдается рост уровня в КД и рост температуры трубопровода
на линии сброса пара в барботажный бак, происходит срабатывание
A3 реактора по понижению давления в 1-м контуре и разрывных за­
щит 1-го контура с воздействием на запуск механизмов СБ, происхо­
дит отключение ГЦН, разрыв мембраны барботажного бака и исте­
чение пара в ГО. В результате увеличения давления в ГО происходит
срабатывание спринклерных насосов на орошение ГО, при сниже­
нии давления в 1-м контуре ниже 6Q кгс/см2 — слив гидроемкостей
(ГЕ) САОЗ.
При данной аварии действия операторов должны быть направле­
ны на закрытие ИПУ КД, обеспечение глубокой подкритичности ре­
актора, на максимально эффективную подпитку 1-го контура с ис­
пользованием насосов аварийного охлаждения активной зоны и пе­
ревод РУ в режим холодного останова с использованием.
159

7.8. ТЕЧИ 1-го КОНТУРА ВО 2-й КОНТУР

Течи 1-го контура во 2-й контур могут быть вызваны рядом при­
чин, основными из которых являются неплотность (разрыв) теплообменной трубки или отрыв крышки коллектора ПГ.
Разрыв трубки ПГ. При разрыве теплообменной трубки ПГ про­
исходит истечение теплоносителя 1-го контура во 2-й контур с рас­
ходом в первоначальный момент до 200 т/ч, в результате чего проис­
ходит нарушение следующих пределов безопасной эксплуатации:
превышение протечки теплоносителя 1-го контура во 2-й контур
более 5 кг/ч;
превышение удельной активности радионуклидов 1311 в проду­
вочной воде одного ПГ более 2 • 10~8 Ки/кг;
превышение средней удельной активности радионуклидов 1311
в продувочной воде всех ПГ более 5 • 10~9 Ки/кг.
ОСНОВНЫМИ признаками данной аварийной ситуации являются:
появление дебаланса расходов между подпиткой-продувкой 1-го
контура;
снижение параметров 1-го контура (уровня в КД и давления);
увеличение расхода подпитки 1-го контура до максимального зна­
чения;
увеличение активности на выхлопе основных эжекторов турбины;
увеличение активности пара в паропроводе поврежденного ПГ;
увеличение удельной активности в продувочной воде поврежден­
ного ПГ (по результатам анализа);
уменьшение расхода питательной воды к поврежденному ПГ
При разрыве теплообменной трубки ПГ вследствие снижения
уровня в КД происходит нагружение насосов подпитки 1-го контура
до максимального расхода 80 т/ч, а в результате снижения давления
в 1-м контуре до 152 кгс/см 2 происходит компенсирование расхода
втечь расходом подпитки и стабилизация параметров 1-го контура.
При установлении факта нарушения любого из пределов безопас­
ной эксплуатации операторы останавливают реактор вручную ключом
A3. Дальнейшие действия операторов направлены на перевод реактора
в глубоко подкритичное состояние, прекращение теплоотвода через
поврежденный ПГ и исключение распространения радиоактивности
за пределы поврежденного ПГ (отключение ГЦН петли с поврежден­
ным ПГ, локализацию поврежденного ПГ по всем потокам пара, пита­
тельной и продувочной воды), обеспечение подпитки 1-го контура при
одновременном снижении давления в 1-м контуре для уменьшения
расхода в течь и перевод РУ в состояние холодного останова в уско­
ренном режиме расхолаживания — со скоростью 60 °С/ч.
160

Открыв крышки коллектора ПГ. При отрыве крышки коллек­
тора ПГ образуется некомпенсируемая течь 1-го контура эквивалент­
ным диаметром до 100 мм при этом происходит истечение теплоно­
сителя 1-го контура во 2-й контур.
Основными признаками данной аварии являются следующие:
резкое снижение параметров 1-го контура (уровня в КД и давления);
увеличение расхода подпитки 1-го контура до максимального зна­
чения;
рост уровня в поврежденном ПГ при полном прекращении расхо­
да питательной воды;
рост давления в поврежденном ПГ;
резкое увеличение активности пара в паропроводе поврежден­
ного ПГ;
резкое увеличение активности на выхлопе основных эжекторов
турбины.
В результате данной аварии происходит автоматическое срабаты­
вание аварийной защиты реактора, возможен запуск СБ в результате
срабатывания защиты по уменьшению запаса до кипения в 1-м кон­
туре менее 10 °С. В результате резкого роста уровня в поврежден­
ном ПГ происходит закрытие стопорных клапанов турбины, в из-за
резкого роста давления в поврежденном ПГ происходит срабатыва­
ние БРУ-А данного ПГ, что приводит к кратковременному выбросу
радиоактивности в атмосферу.
Действия операторов направлены на перевод реактора в глубоко
подкритичное состояние, прекращение теплоотвода через повреж­
денный ПГ и исключение распространения радиоактивности за пре­
делы поврежденного ПГ (отключение ГЦН петли с поврежденным
ПГ, локализацию поврежденного ПГ по всем потокам пара, пита­
тельной и продувочной воды, закрытие БРУ-А поврежденного ПГ),
обеспечение подпитки 1-го контура при одновременном снижении
давления в 1-м контуре для уменьшения расхода в течь и перевод РУ
в состояние холодного останова в ускоренном режиме расхолажива­
ния — со скоростью 60 °С/ч.
7.9. НАРУШЕНИЕ ТЕПЛООТВОДА ОТ АКТИВНОЙ ЗОНЫ
РЕАКТОРА

Нарушение теплоотвода от активной зоны реактора может воз­
никнуть в результате частичного или полного прекращения принуди­
тельной циркуляции теплоносителя 1-го контура вследствие отклю­
чения одного или нескольких (всех) ГЦН.
Отключение ГЦН. Возможны различные комбинации отключения
ГЦН — от одного до всех четырех. Причинами отключения ГЦН мо­
гут быть механические повреждения ГЦН и обслуживающих их сис161

тем, неисправности в схемах электроснабжения ГЦН, нарушения в це­
пях управления и системах измерения параметров, а также в результа­
те ошибочных или обоснованных отключений ГЦН операторами.
Основными признаками данной аварийной ситуации являются:
снижение перепада давления на отключившемся ГЦН и на ре­
акторе;
кратковременный рост температуры на выходе ТВС;
кратковременный рост температуры в горячих нитках 1-го контура;
кратковременный рост давления в 1-м контуре и уровня в КД;
срабатывание защит, автоматики и сигнализации.
При отключении одного или двух ГЦН с интервалом между от­
ключениями более 70 с происходит разгрузка реактора устройством
РОМ или в результате срабатывания ускоренной разгрузки блока
(УРБ) до допустимого значения:
67 % NH0M — если в работе остались три ГЦН;
50 % 7VH0M — если в работе остались два противоположных ГЦН;
40 % Nuou — если в работе остались два смежных ГЦН.
При одновременном отключении трех из четырех ГЦН или двух
ГЦН с интервалом между отключениями менее 70 с происходит сра­
батывание аварийной защиты реактора.
В случае частичного прекращения (сокращения) принудительной
циркуляции теплоносителя 1-го контура (в работе остаются один
и более ГЦН) действия операторов должны быть направлены на кон­
троль или дублирование срабатывания предупредительных защит
реактора — ПЗ-1 (РОМ) или УРБ, после срабатывания которых дей­
ствия операторов направлены на стабилизацию мощности и основ­
ных параметров энергоблока. Теплоотвод остаточных тепловыделе­
ний от активной зоны реактора производится принудительной цир­
куляцией оставшихся в работе ГЦН и работой ПСУ 2-го контура.
В случае полного прекращения принудительной циркуляции теп­
лоносителя 1-го контура (отключения всех ГЦН) действия операто­
ров должны быть направлены на контроль или дублирование сраба­
тывания аварийной защиты реактора. Дальнейшие действия опера­
торов направлены на стабилизацию состояния энергоблока. Теплоот­
вод остаточных тепловыделений производится за счет естественной
циркуляции теплоносителя 1-го контура и теплоотвода со стороны
2-го контура в результате работы ПСУ 2-го контура.
Заклинивание или обрыв вала ГЦН. Практически полное
мгновенное прекращение расхода по одной из работающих петель
1-го контура может быть вызвано заклиниванием ротора ГЦН или
расцеплением (обрывом) валов электродвигателя и насосного агре­
гата ГЦН, что приводит к резкому ухудшению теплоотвода от актив­
ной зоны реактора.
162

Основными признаками данной аварии являются:
резкое снижение перепада давления на аварийном ГЦН и на реак­
торе;
снижение нагрузки электродвигателя аварийного ГЦН до уровня
холостого хода;
заметный кратковременный рост температуры на выходе ТВС;
рост температуры в горячих нитках 1-го контура;
рост давления в 1-м контуре и уровня в КД;
резкое снижение уровня в ПГ аварийной петли из-за уменьшения
объемного паросодержания воды в ПГ с последующим восстанов­
лением;
срабатывание защит, автоматики и сигнализации.
В результате данной аварии происходит автоматическое срабаты­
вание аварийной защиты реактора по фактору «Снижение перепада
давления на ГЦН с 4 до 2,5 кгс/см2 за время менее 5 с». После сни­
жения давления во ГПК до 56 кгс/см2 происходит закрытие стопор­
ных клапанов турбины и последующее (через 2 мин) отключение
турбогенератора от энергосистемы.
Действия операторов направлены на перевод реактора в глубоко
подкритичное состояние, отключение электродвигателя поврежден­
ного ГЦН, обеспечение теплоотвода через 2-й контур и перевод РУ в
состояние холодного останова. В процессе останова РУ производит­
ся радиохимический анализ теплоносителя 1-го контура для контро­
ля состояния твэл и выполняются действия направленные на локали­
зацию выделившейся в теплоноситель активности в случае повреж­
дения топлива и исключение распространения радиоактивности в
окружающую среду через вентсистемы энергоблока.
Повторный пуск реакторной установки разрешается после устра­
нения повреждения ГЦН и проведения контроля состояния целост­
ности топлива.
7.10. НАРУШЕНИЕ ТЕПЛООТВОДА СО СТОРОНЫ 2-го КОНТУРА

Нарушение теплоотвода от активной зоны реактора может воз­
никнуть в результате частичного или полного прекращения отвода
тепла от 1-го контура через 2-й контур вследствие отключения тур­
бины или генератора, закрытия БЗОК или отключения ТПН.
Отключение турбины или генератора. Отключение турбины
или генератора1 является причиной прекращения отбора пара от
1

Одним из вариантов нарушения теплоотвода со стороны 2-го контура является частич­
ный или полный сброс нагрузки турбогенератором, который по характеру воздействия на 1й контур аналогичен отключению генератора от энергосистемы.
2

УРБ срабатывает при исходной мощности реактора более 75 % NH0M.

163

всех парогенераторов и ухудшения теплоотвода от 1-го контура со
стороны 2-го контура. Причинами отключения турбины или генера­
тора могут быть механические повреждения турбины или генерато­
ра, их вспомогательных систем, неисправности в схемах электро­
снабжения энергоблока, нарушения в цепях управления и системах
измерения параметров, а также нарушения в результате ошибочных
или обоснованных отключений операторами.
Основными признаками данной аварийной ситуации являются:
мгновенное снижение электрической мощности энергоблока
до нуля;
разгрузка реактора действием УРБ и РОМ2;
снижение подогрева теплоносителя по петлям 1-го контура;
кратковременный рост и последующее снижение основных пара­
метров 1-го и 2-го контуров — температуры и давления в 1-м конту­
ре, уровня в КД, температуры и давления во 2-м контуре;
резкое снижение уровней в ПГ из-за снижения объемного паросодержания воды в ПГ с последующим восстановлением;
срабатывание защит, автоматики и сигнализации.
В результате данной аварийной ситуации происходит автоматиче­
ское срабатывание ускоренной разгрузки блока (УРБ) и устройства
РОМ, снижение мощности реактора до уровня 40 % NU0M. При повы­
шении давления во 2-м контуре до уставок открытия происходит
кратковременное срабатывание ПСУ 2-го контура: БРУ-К и БРУ-А.
Действия операторов направлены на контроль и дублирование
срабатывания основных защит и автоматики энергоблока (УРБ,
РОМ, АРМ, ЭГСР, основных регуляторов), стабилизацию парамет­
ров энергоблока на новом уровне мощности, обеспечение теплоотво­
да через 2-й контур. Одной из основных операций оператора реакто­
ра является восстановление регламентного положения ОР СУЗ по­
сле срабатывания УРБ и РОМ и компенсация отравления активной
зоны 135Хе и выравнивание поля энерговыделения. В случае потен­
циальной задержки с пуском турбины или генератора, связанной
с выяснением причины отключения или характером неисправности,
операторы производят ручной перевод реактора на минимальный
уровень мощности менее 5 % NH0M.
Ложное закрытие БЗОК. Закрытие одного или нескольких БЗОК
является причиной прекращения отбора пара от одного или несколь­
ких парогенераторов и ухудшения теплоотвода от 1-го контура со
стороны 2-го контура. Причинами закрытия БЗОК могут быть меха­
нические повреждения БЗОК или арматуры их схемы соединения,
ложное срабатывание разрывных защит 2-го контура, нарушения в
цепях управления БЗОК или арматуры их схемы соединения, а также
в результате ошибочных или обоснованных действий операторов.
164

Основными признаками данной аварийной ситуации являются:
отключение ГЦН петли с закрывшемся БЗОК;
снижение электрической мощности энергоблока до уровня, соот­
ветствующего уровню оставшихся в работе петель;
резкий рост давления в ПГ с закрывшемся БЗОК, срабатывание
БРУ-А или ИПУ ПГ;
разгрузка реактора действием ПЗ-1 по повышению давления в ПГ
более 72 кгс/см2 или срабатывание аварийной защиты реактора по
фактору «Увеличение давления в паропроводе ПГ более 80 кгс/см2»;
срабатывание защит, автоматики и сигнализации.
В результате медленного закрытия БЗОК (неисправность армату­
ры в схеме соединения БЗОК) давления в соответствующем ПГ по­
вышается, при повышении давления в ПГ более 72 кгс/см2 действи­
ем защиты ПЗ-1 реактор разгружается, снижение мощности ТГ про­
исходит от ЭГСР в режиме поддержания давления в ГПК, в зависи­
мости от скорости закрытия БЗОК может кратковременно срабаты­
вать БРУ-А при повышении давления в паропроводе ПГ до уставки
открытия.
В результате быстрого закрытия БЗОК (ложное срабатывание
разрывных защит 2-го контура) происходит резкое повышение дав­
ления в соответствующем ПГ, при повышении давления в ПГ более
уставок открытия срабатывает БРУ-А или ИПУ ПГ, при достижении
уставки срабатывает A3 реактора по фактору «Увеличение давления
в паропроводе ПГ более 80 кгс/см 2 »;
Действия операторов направлены на контроль и дублирование
срабатывания основных защит и автоматики энергоблока (ПЗ, A3,
ЭГСР, основных регуляторов 2-го контура). В случае медленного за­
крытия БЗОК и разгрузки энергоблока — операторы стабилизируют
параметры энергоблока на новом уровне мощности, восстанавливают
регламентное положение ОР СУЗ после срабатывания ПЗ-1, компен­
сацию отравления активной зоны 135Хе и выравнивание поля энерго­
выделения. В случае быстрого закрытия БЗОК и срабатывания A3 —
операторы переводят реактор в глубоко подкритичное состояние
и поддерживают РУ в состоянии горячего останова. Теплоотвод
от активной зоны реактора производится через БРУ-А или БРУ-К.
Прекращение подачи питательной воды в ПГ. Частичное или
полное прекращение подачи питательной воды в ПГ может произой­
ти в результате закрытия арматуры на линии подачи питательной во­
ды в ПГ, неисправности автоматики поддержания уровня в ПГ или
отключения ТПН. В результате этого может быть частично или пол­
ностью нарушен теплоотвод со стороны 2-го контура.
Основными признаками данной аварийной ситуации являются:
снижение расхода питательной воды к ПГ;
165

снижение уровня в ПГ;
отключение ГЦН при снижении уровня ПГ менее (-) 500 мм;
срабатывание РОМ (при отключении ГЦН), УРБ (при отключе­
нии одного ТПН) или A3 (при снижении уровня в любом из ПГ ме­
нее (-) 650 мм или отключении двух ГЦН и более);
снижение подогрева на реакторе и основных параметров 1-го
контура (температуры 1-го контура, уровня в КД);
срабатывание защит, автоматики и сигнализации.
В результате закрытия арматуры на линии подачи питательной
воды в ПГ или неисправности автоматики поддержания уровня в ПГ
происходит снижение уровня в ПГ, по фактору «Снижение уровня
в ПГ менее (-) 500 мм» отключается ГЦН соответствующей петли,
по отключению ГЦН происходит разгрузка реактора устройством
РОМ, разгрузка ТГ производится устройством ЭГСР в режиме под­
держания давления в ГПК.
Действия операторов направлены на контроль и дублирование
срабатывания основных защит и автоматики энергоблока (РОМ,
ЭГСР, основных регуляторов), на стабилизацию основных парамет­
ров энергоблока на новом уровне мощности, на восстановление рег­
ламентного положения ОР СУЗ после разгрузки реактора, компенса­
цию отравления активной зоны 135Хе и выравнивание поля энерго­
выделения. Поддержание уровня в ПГ с отказавшей арматурой или
регулятором производится либо по пускоостановочной линии, либо
от системы аварийной питательной воды.
В случае отключения одного или двух работающих ТПН происхо­
дит срабатывание УРБ (при мощности более 75 % NU0M) или РОМ (при
мощности менее 75 % NH0M) и разгрузка реактора до 50 % NH0W если
отключился один ТПН, или до 5 % JVH0M, если отключились два ТПН.
Разгрузка ТГ производится устройством ЭГСР в режиме поддержания
давления в ГПК. При снижении уровня в ПГ менее (-) 500 мм отклю­
чается ГЦН соответствующей петли. В случае снижения уровня в лю­
бом из ПГ менее (-) 650 мм или отключения двух и более ГЦН проис­
ходит срабатывание A3 реактора.
Действия операторов направлены на контроль и дублирование
срабатывания основных защит и автоматики энергоблока (A3, УРБ,
РОМ, ЭГСР, основных регуляторов), стабилизацию основных пара­
метров энергоблока на новом уровне мощности, восстановление рег­
ламентного положения ОР СУЗ после разгрузки реактора, компенса­
цию отравления активной зоны 135Хе и выравнивание поля энерго­
выделения.
В случае срабатывания A3 операторы переводят реактор в глубо­
ко подкритичное состояние и поддерживают РУ в состоянии горяче166

го останова. Поддержание уровня в ПГ после отключения одного
из ТПН производится оставшемся в работе ТПН в режиме макси­
мального расхода и включением дополнительно вспомогательных
насосов ВПЭН. При отключении двух ТПН поддержание уровня
в ПГ производится от вспомогательных насосов ВПЭН или от ава­
рийных питательных насосов АПН.
Увеличение теплоотвода со стороны 2-го контура может воз­
никнуть в результате нерегулируемого отбора пара от ПГ, обуслов­
ленного его истечением через отказавшее в открытом положении
предохранительное устройство 2-го контура или в результате разры­
ва трубопроводов 2-го контура (трубопроводов питательной воды
или паропроводов).
Отказ предохранительного устройства 2-го контура в откры­
том положении. Отказ БРУ-А, БРУ-К или ИПУ ПГ в открытом по­
ложении может произойти в результате их механических поврежде­
ний после реального срабатывания, ложного срабатывания автомати­
ки или нарушений в цепях управления и системах измерения пара­
метров, а также в результате ошибочных или обоснованных дейст­
вий операторов.
Основными признаками данной аварийной ситуации являются
следующие:
устойчивое снижение давления во 2-м контуре и стабилизация
его на более низком уровне;
открытое положение предохранительного сбросного устройства
или отсутствие показаний положения;
снижение основных параметров 1-го контура (давления и темпе­
ратуры 1-го контура, уровня в КД);
снижение нагрузки ТГ;
повышение мощности реактора;
несоответствие между тепловой мощностью реактора и электри­
ческой нагрузкой ТГ;
повышение (по сравнению с другими петлями) подогрева по пет­
лям и расхода питательной воды к ПГ;
снижения уровня в деаэраторах 2-го контура;
срабатывание защит, автоматики и сигнализации.
В результате отказа предохранительного сбросного устройства
2-го контура в открытом положении происходит снижение парамет­
ров 2-го и 1-го контуров (температуры и давления), рост мощности
реактора вследствие отрицательного температурного коэффициента.
Увеличение мощности реактора приводит к срабатыванию АРМ или
ПЗ-1 (РОМ) на понижение мощности. Снижение давления во 2-м
контуре приводит к снижению нагрузки турбогенератора в режиме
поддержания давления в ГПК. Истечение пара в атмосферу (при сра167

батывании БРУ-А или ИПУ ПГ) приводит к потере уровня в деаэра­
торах 2-го контура, что потенциально угрожает отключению ТПН
(ВПЭН) и потере теплоотвода со стороны 2-го контура.
Действия операторов в данной ситуации направлены на контроль
и дублирование срабатывания основных защит и автоматики энерго­
блока (АРМ, ПЗ, РОМ, ЭГСР, основных регуляторов), подпитку де­
аэраторов 2-го контура и закрытие отказавшего в открытом положе­
нии предохранительных сбросных устройств. Если БРУ-А или ИПУ
ПГ закрыть не удается, операторы останавливают реактор от ключа
A3 и производят локализацию аварийного ПГ: отключение соответ­
ствующего ГЦН и отключение аварийного ПГ по питательной воде и
пару. После срабатывания A3 операторы переводят реактор в глубо­
ко подкритичное состояние и приступают к переводу РУ в состояние
холодного останова для устранения неисправности предохранитель­
ных сбросных устройств.
В случае отказа в открытом положении БРУ-К действия персона­
ла определяются соответствием скорости снижения мощности ТГ и
количеством истекающего через БРУ-К пара (количеством открытых
БРУ-К). Если ЭГСР разгрузкой ТГ не компенсирует снижение давле­
ния в ГПК, то при снижении давления в ГПК менее 51 кгс/см2 про­
исходит закрытие СК турбины. В случае невозможности закрытия
БРУ-К операторы останавливают реактор от ключа A3 и производят
локализацию всех ПГ по пару закрытием БЗОК. Далее реактор пере­
водится в глубоко подкритичное состояние, а РУ переводится в со­
стояние «холодный» останов для устранения неисправности БРУ-К.
Разрывы 2-го контура. Нерегулируемый отбор пара от ПГ мо­
жет произойти в результате разрыва трубопроводов питательной во­
ды или паропроводов. Характер протекания процессов во всех слу­
чаях однотипен. Однако конечное состояние РУ и энергоблока в це­
лом определяется размером течи и местом разрыва.
Основными признаками данной аварии являются следующие:
резкое снижение давления во 2-м контуре или в конкретном ПГ;
снижение основных параметров 1-го контура (давления и темпе­
ратуры 1-го контура, уровня в КД);
снижение нагрузки ТГ или закрытие СК ТГ;
повышение мощности реактора или останов реактора от A3
вследствие срабатывания разрывной защиты 2-го контура;
несоответствие между тепловой мощностью реактора и электри­
ческой нагрузкой ТГ;
срабатывание разрывной защиты 2-го контура по каналам систем
безопасности;
повышение (по сравнению с другими петлями) подогрева по пет­
лям и расхода питательной воды к ПГ;
168

снижения уровня в деаэраторах 2-го контура;
срабатывание защит, автоматики и сигнализации.
В результате нерегулируемого, но незначительного истечения па­
ра (воды) через разрыв 2-го контура (течь не приводит к срабатыва­
нию разрывных защит 2-го контура) происходит снижение парамет­
ров 2-го и 1-го контуров (температуры и давления), рост мощности
реактора вследствие отрицательного температурного коэффициента.
Увеличение мощности реактора приводит к срабатыванию АРМ или
ПЗ-1 (РОМ) на понижение мощности. Снижение давления во 2-м
контуре приводит к снижению нагрузки турбогенератора в режиме
поддержания давления в ГПК.
Действия операторов в данной ситуации направлены на контроль
и дублирование срабатывания основных защит и автоматики энерго­
блока (АРМ, ПЗ, РОМ, ЭГСР, основных регуляторов) и на диагно­
стику отказа. При установлении факта разрыва 2-го контура опера­
торы пытаются локализовать место течи и приступают к останову
энергоблока и переводу РУ в состояние холодного останова. Если
место течи локализовать не удается или течь угрожает повреждению
оборудования или жизни персонала, операторы останавливают реак­
тор от ключа A3, переводят реактор в глубоко подкритичное состоя­
ние и приступают к переводу РУ в состоянии холодного останова
для устранения течи.
В результате нерегулируемого, но значительного истечения пара
(воды) через разрыв 2-го контура, приводящего к срабатыванию раз­
рывных защит 2-го контура (A3 и СБ) и локализации места течи,
происходит отсечение от течи всех ПГ по пару с отключением ГЦН.
Действия операторов в данной ситуации направлены на контроль
и дублирование срабатывания основных защит и автоматики энерго­
блока (A3, СК ТГ, разрывных защит 2-го контура, основных регуля­
торов) и на диагностику отказа. При установлении факта разрыва
2-го контура операторы контролируют срабатывание A3 реактора
и механизмов СБ, проверяют локализацию места течи (поврежден­
ного ПГ) по пару, переводят реактор в глубоко подкритичное состоя­
ние и приступают к переводу РУ в состояние холодного останова
для устранения течи. Расхолаживание РУ осуществляется сбросом
пара из ПГ через БРУ-А или ИПУ ПГ в режиме естественной цирку­
ляции теплоносителя 1-го контура.
В результате нерегулируемого, но значительного истечения пара
(воды) через разрыв 2-го контура, приводящего к срабатыванию раз­
рывных защит 2-го контура (A3 и СБ), но невозможности локализа­
ции места течи, происходит резкое и нерегулируемое расхолажива­
ние РУ.
169

Действия операторов в данной ситуации направлены на контроль
и дублирование срабатывания основных защит и автоматики энерго­
блока (A3, СК ТГ, разрывных защит 2-го контура, основных регуля­
торов) и на диагностику отказа. При установлении факта разрыва
2-го контура операторы контролируют срабатывание A3 реактора
и механизмов СБ, проверяют локализацию места течи (поврежден­
ного ПГ) по питательной воде и отключение ГЦН, переводят реак­
тор в глубоко подкритичное состояние и приступают к переводу РУ
в состояние холодного останова для устранения течи. Расхолажива­
ние РУ осуществляется через неповрежденные ПГ.
Принципиальное отличие имеет разрыв 2-го контура в ГО, в ре­
зультате которого возможно срабатывание защиты по повышению
давления в ГО и локализация ГО. По причине локализации вспомо­
гательных систем ГЦН (в частности подачи масла) происходит от­
ключение всех ГЦН, и расхолаживание РУ в данном случае осуще­
ствляется в режиме естественной циркуляции теплоносителя 1-го
контура.
7.11. АВАРИИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

Характер работы энергоблока АЭС в значительной мере зависит
от состояния и условий работы энергосистемы, к которой подключен
турбогенератор энергоблока. Основными ситуациями, которые мо­
гут повлиять на условия эксплуатации АЭС, являются аварийное от­
клонение частоты и аварии на отходящих высоковольтных линиях
АЭС и в энергосистеме, приводящие к обесточиванию собственных
нужд энергоблока АЭС.
Аварийное отклонение частоты может быть вызвано несоответ­
ствием генерируемой и потребляемой мощностей в регионе энерго­
системы, к которой подключен турбогенератор АЭС.
С точки зрения частотных ограничений длительная работа энер­
гоблока АЭС с реактором ВВЭР-1000 допускается при снижении
частоты энергосистемы до 49 Гц или увеличении частоты до 50,5 Гц.
При снижении частоты ниже 49 Гц длительная работа энергоблока
не допускается. При такой частоте производится разгрузка реактора
срабатыванием ПЗ-1 на 10% допустимой мощности для соответст­
вующего числа работающих ГЦН и ТПН. При увеличении частоты
в сети выше 49 Гц допускается повышение мощности энергоблока
до номинального значения.
При увеличении частоты выше 50,5 Гц энергоблок разгружается
от ЭГСР или вручную операторами до снижения частоты ниже
50,5 Гц. Если не удается снизить частоту ниже 50,5 Гц, турбогенера­
тор отключается от энергосистемы с переводом питания энергоблока
на собственные нужды.
170

При снижении частоты в энергосистеме ниже 46 Гц происходит
автоматическое срабатывание A3 реактора, после чего РУ перево­
дится в режим горячего останова.
Определенные ограничения по частоте сети имеет некоторое
блочное оборудование: ГЦН, турбина и турбогенератор. Временные
ограничения наложены для различных частотных диапазонов, выход
за границы которых определяет необходимость отключения указан­
ного оборудования.
Обесточивание собственных нужд энергоблока. Отказы линий
электропередачи, срабатывание системной автоматики, а также
неисправности электротехнического оборудования энергоблока мо­
гут быть причинами потери питания секций электроснабжения соб­
ственных нужд.
Основными признаками данной аварии являются:
отключение генераторного выключателя;
закрытие стопорных клапанов турбины;
обесточивание секций собственных нужд (СН);
срабатывание A3 реактора по фактору отключения всех ГЦН или
по причине потери силового питания СУЗ;
срабатывание автоматики ступенчатого пуска дизель-генераторов
потребителей надежного питания;
срабатывание защит, автоматики и сигнализации.
В результате потери питания секций 6 кВ собственных нужд про­
исходит отключение всех ГЦН и механизмов энергоблока, получаю­
щих питание от секций СН, срабатывание A3 реактора, отключение
ТГ и закрытие стопорных клапанов турбины.
В условиях данной аварии действия операторов направлены на
контроль и дублирование срабатывания основных защит и автомати­
ки энергоблока (аварийные защиты реактора, защиты турбины и ге­
нератора и т.д.) и на диагностику отказа. При установлении факта
обесточивания энергоблока операторы контролируют срабатывание
A3 реактора, проверяют запуск ДГ и ступенчатое нагружение меха­
низмов СБ, переводят реактор в глубоко подкритичное состояние,
стабилизируют основные параметры энергоблока, обеспечивая теплоотвод остаточных тепловыделений через БРУ-А или ИПУ ПГ
в режиме естественной циркуляции теплоносителя 1-го контура, де­
лают попытки к восстановлению штатного электроснабжения СН
энергоблока. Если в течение часа не удается восстановить штатное
электроснабжение СН энергоблока, операторы приступают к перево­
ду РУ в состояние холодного останова.
171

7.12. АВАРИИ С ТОПЛИВОМ

Аварии с топливом могут быть вызваны отказами оборудования
при проведения транспортно-технологических операций (ТТО) или
при хранении топлива в бассейне выдержки (БВ).
Аварии с топливом при ТТО. При проведении ТТО возможны
следующие аварийные ситуации:
падение ТВС в реактор;
падение ОР СУЗ в реактор;
падение кассеты, ОР СУЗ, чехла, контейнера или другого обору­
дования в БВ и шахту реактора.
Основными признаками данных аварийных ситуаций являются
следующие:
срабатывание аварийной сигнализации системы контроля при пе­
регрузке топлива;
срабатывание аварийной сигнализации системы радиационного
контроля;
визуальные признаки падения, наблюдаемые по промышленному
телевидению.
Действия персонала при данных аварийных ситуациях направле­
ны на прекращение выполняемых операций в ГО, вывод персонала
из потенциально опасной зоны, проведение осмотра места падения
с помощью телекамер, выполнение контроля теплоносителя в реак­
торе или БВ на активность, принятие мер, направленных на исклю­
чение распространение радиоактивности за пределы гермообъема,
разработку и выполнение специальных программ ликвидации по­
следствий аварии.
Аварии с топливом при хранении в БВ могут быть вызваны
аварийным снижением уровня или уменьшением плотности воды
(разогрев воды) в БВ из-за отказа системы расхолаживания БВ
и снижения концентрации борной кислоты в БВ. Причинами указан­
ных аварий могут быть нарушение целостности облицовки БВ из-за
термических или механических повреждений, неплотности системы
расхолаживания БВ, отключение насосов системы расхолаживания
БВ, неисправности в системе техводоснабжения, закрытие локали­
зующей арматуры ГО.
Основными признаками данных аварий являются следующие:
срабатывание аварийной сигнализации системы расхолаживания
БВ: снижение уровня в БВ, рост температуры воды БВ;
срабатывание аварийной сигнализации системы радиационного
контроля;
избыточные поступления воды в систему спецканализации;
отказы в системе техводоснабжения: отключение насосов, закры­
тие арматуры, разрывы и течи в системе.
172

Действия персонала при данных аварийных ситуациях направле­
ны на обеспечение подпитки БВ от его системы заполнения или
от спринклернои системы (если отказала система заполнения), поиск
и устранение мест утечки, восстановление охлаждения БВ от систе­
мы техводоснабжения или от спринклернои системы (если отказала
система техводоснабжения).
Кроме того, необходимо прекратить выполнение операций в ГО,
вывести персонал из потенциально опасной зоны, провести кон­
троль теплоносителя в реакторе или БВ на активность, принять ме­
ры, по исключению распространения радиоактивности за пределы
гермообъема, разработать и выполнить специальные программы по
ликвидации последствий аварии.
При снижении концентрации борной кислоты в БВ действия опе­
раторов направлены на локализацию поступления дистиллята в 1-й
контур или БВ и организацию подпитки высококонцентрированным
раствором борной кислоты для восстановления регламентной кон­
центрации.
7.13. ТЯЖЕЛЫЕ АВАРИИ НА АЭС

К тяжелым, запроектным, авариям на АЭС относятся аварии, вы­
званные не учитываемыми для проектных аварий исходными собы­
тиями или сопровождающиеся дополнительными по сравнению
с проектными авариями отказами систем безопасности сверх еди­
ничного отказа, а также вызванные ошибочными решениями персо­
нала. Как правило, тяжелые аварии приводят к повреждению актив­
ной зоны реактора и большому выбросу радиоактивности в окру­
жающую среду.
Несрабатывание аварийной защиты реактора. Под несрабаты­
ванием A3 реактора понимается отказ в ее срабатывании при возник­
новении условий на срабатывание. Отказ A3, хотя и рассматривается
как маловероятное событие, может быть вызван как неисправностью
схем электроснабжения, схем управления, так и механической неис­
правностью ОР СУЗ. Наиболее характерными и тяжелыми с точки
зрения условий повреждения активной зоны являются следующие
варианты исходных событий:
отказ A3 при нарушении условий охлаждения активной зоны ре­
актора (отключение всех ГЦН);
отказ A3 при прекращении подачи питательной воды на ПГ;
отказ A3 при течах 1 -го контура.
Для всех указанных событий при отказе A3 характерным являет­
ся наличие избыточной мощности реактора по отношению к услови­
ям отвода теплоты от активной зоны реактора. Это вызывает разо­
грев теплоносителя в 1-м контуре, приводит к снижению его средней
173

плотности и увеличению объемного паросодержания. Благодаря по­
ложительной обратной связи по плотности (отрицательной
по температуре) теплоносителя, происходит уменьшение мощности
реактора. И уже примерно к 6-й минуте процесса мощность реакто­
ра определяется в основном только остаточными тепловыделения­
ми, а примерно к 25-й минуте подкритичность реактора начинает не­
прерывно увеличиваться, что обеспечивает безопасные условия для
расхолаживания РУ.
Действия персонала при данных авариях направлены, в первую
очередь, на максимально эффективный ввод бора в 1-й контур и пе­
ревод реактора в глубоко подкритичное состояние, на обеспечение
циркуляции теплоносителя в 1-м контуре как при помощи ГЦН, так
и при помощи аварийной подпитки, на обеспечение условий теплоотвода со стороны 2-го контура. При появлении парогазового пузы­
ря над активной зоной (под крышкой реактора) операторы произво­
дят сброс среды, используя аварийные сдувки.
В целом для данного типа аварий выполняются все проектные
критерии по условиям охлаждения топлива и целостности границ
1-го контура, установленные для проектных аварий, хотя практиче­
ски неизбежно возникновение кризиса теплообмена.
Течи 1-го контура с полным отказом СБ. При течах 1-го конту­
ра с полным отказом механизмов систем безопасности не выполня­
ется функция поддержания необходимого запаса теплоносителя
в активной зоне, в результате чего происходит ее оголение и наруше­
ние охлаждения топлива.
Действия персонала должны быть направлены на максимально
быстрое восстановление работоспособности механизмов СБ, кото­
рые могут обеспечить подачу воды в 1-й контур на охлаждение ак­
тивной зоны, на обеспечение расхолаживания РУ с максимальновозможной скоростью через 2-й контур при условии обеспечения
подкритичности активной зоны. В качестве источников подпитки
1-го контура могут использоваться любые работоспособные меха­
низмы нормальной эксплуатации, а также гидроемкости (ГЕ) САОЗ.
Для использования последних давление в 1-м контуре должно быть
снижено ниже 60 кгс/см2. Давление в 1-м контуре, в случае его зави­
сания, можно снизить, используя аварийное газоудаление или ИПУ
КД. Одной из основных задач операторов является обеспечение це­
лостности последнего барьера безопасности — ГО и исключение ра­
диоактивного загрязнения окружающей среды.
Анализ аварий с течами 1-го контура и отказами СБ показывает,
что в случае принятия персоналом своевременных (для «большой»
течи минимальное время на организацию подпитки составляет при­
мерно 20 мин) и эффективных мер, направленных на подпитку 1-го
174

контура и восстановление охлаждения активной зоны, тяжелого по­
вреждения активной зоны (массового плавления топлива) не на­
блюдается.
Течи 1-го контура с отказом контура локализации ГО. Отказ
локализации ГО при авариях с течами 1-го контура может быть вы­
зван неисправностью схем управления элементов локализации, меха­
ническими повреждениями локализующей арматуры, включая арма­
туру вентсистем ГО, или обесточиванием арматуры в момент лока­
лизации ГО. В результате отказа локализации ГО при течи 1-го кон­
тура происходит истечение теплоносителя 1-го контура за пределы
ГО, т.е. нарушение (отказ) 4-го барьера безопасности и невозвратная
потеря теплоносителя 1-го контура.
Действия персонала должны быть направлены на обеспечение
подпитки 1-го контура; обеспечение подпитки баков — источников
борированной воды; принятие всех возможных мер по локализации
ГО и исключению значительного выброса активности в атмосферу;
обеспечение расхолаживания РУ с максимально-возможной скоро­
стью через 2-й контур при условии обеспечения подкритичности ак­
тивной зоны. Если локализовать ГО невозможно и возникает угроза
значительного радиоактивного загрязнения окружающей среды, вво­
дится План защиты персонала и населения при радиационной ава­
рии с привлечением всех возможных ведомственных, региональных
и федеральных сил и средств на устранение последствий аварии.
Течи 1-го контура во 2-й контур с отказом предохранитель­
ных сбросных устройств 2-го контура. Отказ предохранительных
сбросных устройств 2-го контура (БРУ-А или ИПУ ПГ) при течи
1-го контура во 2-й контур может быть вызван неисправностью их
схем управления, обесточиванием их в открытом положении или ме­
ханическими повреждениями, в частности в результате гидроударов
при переполнении аварийного ПГ.
При повреждении коллекторов ПГ или трубчатки ПГ происходит
истечение теплоносителя 1-го контура в поврежденный ПГ, в резуль­
тате чего давление в ПГ может увеличиться до уставки открытия
БРУ-А или ИПУ ПГ. А в результате увеличения уровня в ПГ возмож­
ны гидроудары и незакрытие предохранительных сбросных уст­
ройств 2-го контура после срабатывания. При их незакрытии проис­
ходит истечение теплоносителя 1-го контура в атмосферу и невоз­
вратные его потери.
Действия персонала должны быть направлены на принятие всех
возможных мер, направленных на закрытие предохранительных
сбросных устройств 2-го контура; обеспечение подпитки 1-го конту­
ра с одновременным снижением давления в 1-м контуре для умень­
шения расхода в течь; обеспечение расхолаживания РУ с максималь175

но-возможной скоростью через 2-й контур при условии обеспечения
подкритичности активной зоны; обеспечение подпитки баков — ис­
точников борированной воды; исключение значительного выброса
активности в атмосферу. Если закрыть предохранительные сбросные
устройства 2-го контура невозможно и возникает угроза значитель­
ного радиоактивного загрязнения окружающей среды, вводится
План защиты персонала и населения при радиационной аварии
с привлечением всех возможных ведомственных, региональных
и федеральных сил и средств на устранение последствий аварии.
Течи 2-го контура с отказом системы отвода теплоты. Отказ
системы отвода теплоты от РУ предполагает отказы механизмов ава­
рийной подпитки 1-го контура СБ и системы питательной воды ПГ,
которые могут быть вызваны механическими повреждениями меха­
низмов и арматуры, отказом схем управления или обесточиванием
механизмов и арматуры.
В результате разрыва 2-го контура (например, паропровода ПГ)
происходит резкое увеличение расхода пара от ПГ с соответствую­
щей высокой скоростью захолаживания 1-го контура, что приводит к
вводу положительной реактивности вследствие отрицательного тем­
пературного коэффициента реактивности. Отказ механизмов аварий­
ной подпитки 1-го контура СБ в этой ситуации приводит к невоз­
можности ввода бора в 1-й контур и создания необходимой подкри­
тичности активной зоны. Отказ системы питательной воды ПГ при­
водит к невозможности отвода теплоты со стороны 2-го контура.
Расчетный анализ данной аварии показал, что при непринятии свое­
временных и эффективных мер примерно через 1,5 ч температура
оболочек твэлов превышает 1200 °С (проектный предел).
Действия персонала должны быть направлены на перевод реакто­
ра в глубоко подкритичное состояние с использованием аварийной
защиты реактора и обеспечение отвода остаточных тепловыделений
с использованием любых альтернативных средств — работоспособ­
ных элементов и механизмов нормальной эксплуатации, а также на
расхолаживание РУ с максимально-возможной скоростью через 2-й
контур при условии обеспечения подкритичности активной зоны,
локализацию ГО и исключение выброса активности в атмосферу.
Нарушение теплоотвода со стороны 2-го контура при отказе
теплоотвода со стороны 1-го контура. Одновременный отказ теплоотвода как со стороны 2-го контура, так и со стороны 1-го контура
может произойти в результате крайне маловероятного наложения от­
казов конденсатно-питательного тракта (например, отказ двух ТПН)
и механизмов аварийной подпитки 1-го контура СБ. Расчетный ана­
лиз данной аварии показал, что, если не принять своевременные
176

и эффективные меры, то примерно через 70 мин начинается оголение
активной зоны реактора с последующим плавлением топлива.
Действия персонала должны быть направлены на перевод реакто­
ра в глубоко подкритичное состояние с использованием аварийной
защиты реактора и организацию режима Feed&Bleed (продувка-под­
питка 1-го контура) с использованием любых альтернативных
средств подпитки 1-го контура — работоспособных элементов и ме­
ханизмов нормальной эксплуатации, а также на локализацию ГО
и исключение выброса активности в атмосферу,
Полное обесточивание энергоблока. Под полным обесточиванием энергоблока понимается обесточивание собственных нужд энер­
гоблока с длительным отказом запуска дизель-генераторов СБ. Пол­
ное обесточивание приводит к нарушению нормального отвода теп­
лоты по 1-му и 2-му контурам вследствие отключения ГЦН, останов­
ке турбины и невозможности отвода теплоты через предохранитель­
ные сбросные устройства 2-го контура. В результате аварии не вы­
полняется функция отвода остаточных тепловыделений, что приво­
дит к невыполнению функции поддержания запаса теплоносителя в
активной зоне вследствие открытия ИПУ КД, оголению активной зо­
ны и повреждению топлива.
Действия персонала должны быть направлены на перевод реакто­
ра в глубоко подкритичное состояние с использованием аварийной
защиты реактора; уменьшение или исключение утечки из 1-го и 2-го
контуров; отвод остаточного тепловыделения с использованием пре­
дохранительных сбросных устройств 2-го контура при наличии запа­
са воды в ПГ. Также необходима организация режима Feed&Bleed
(продувка-подпитка 1-го контура) путем сброса давления в 1-м кон­
туре через предохранительные сбросные устройства 1-го контура
и подачи воды в 1-й контур и активную зону от ГЕ САОЗ. Кроме то­
го, операторы должны обеспечить локализацию ГО и исключение
выброса активности в атмосферу.
Авария на Чернобыльской АЭС. Тяжелая авария, приравненная
по своим последствиям для окружающей среды и населения к ката­
строфе, произошла на IV энергоблоке Чернобыльской АЭС в ночь
с 25 на 26 апреля 1986 г. при проведении испытания режима выбега
турбогенераторов с нагрузкой собственных нужд в условиях полного
обесточивания энергоблока.
Суть испытаний сводилась к проверке обеспечения охлаждения
активной зоны реактора насосами, электропривод которых получал
питание от «выбегающих» турбогенераторов.
Основными причинами аварии являются:
1) проектные конструкционные и физические недостатки реак­
торной установки РБМК-1000;
177

2) проектные недостатки системы контроля мощности реактора;
3) нарушение принципа глубокоэшелонированной защиты — от­
сутствие как такового 4-го барьера безопасности (гермообъема)
в надреакторном пространстве;
4) наличие только организационных мер, направленных на ос­
лабление известных конструкционных недостатков, которые сами по
себе не являются гарантом безопасности;
5) отсутствие у операторов подготовки и опыта работы в пере­
ходных режимах на низких уровнях мощности реактора.
Причины аварии в большей степени носят комплексный характер
и не определены только действиями персонала.
Основными недостатками конструкции реакторных установок ти­
па РБМК-1000 на тот момент были следующие:
1) положительный паровой коэффициент реактивности (ПКР),
который при регламентном оперативном запасе реактивности 26—
30 стержней приближался к 5)3.;
2) конструкционный недостаток органов регулирования СУЗ: на­
личие графитовых вытеснителей в нижних частях стержней СУЗ,
ввод в активную зону которых приводил к обратному эффекту —
вводу положительной реактивности;
3) недостаточно быстрое глушение реактора при срабатывании
аварийной защиты реактора (время ввода стержней СУЗ в активную
зону составляло 18—21 с).
Проектные недостатки системы контроля мощности реактора
сводились к низкой чувствительности ионизационных камер при ма­
лых уровнях мощности реактора, в результате чего в случае нерав­
номерно отравленного реактора режим управления реактором стано­
вился «слепым» и был связан с риском появления больших переко­
сов поля энерговыделения в активной зоне.
Последовательность основных событий в ходе аварии.
Определенная совокупность факторов, приведшая к катастрофи­
ческим последствиям, «сработала» в определенной цепочке причин­
но-следственных связей.
В процессе выполнения подготовительных операций, начатых
25.04.86, тепловая мощность реактора была снижена до 200 МВт с
отключением от энергосистемы одного из турбогенераторов (ТГ-8).
Длительная задержка испытаний по указанию диспетчера энергосис­
темы «Киевэнерго» привела к заметному ксеноновому отравлению
реактора и необходимости извлечения операторами большей части
стержней СУЗ, в результате чего, реактор стал переходить в нерегла­
ментное нестабильное (кинетически неустойчивое) состояние, при
котором аварийная защита уже не могла выполнить свои функции.
178

Последовательное включение дополнительных, ранее неработаю­
щих, ГЦН привело к малому недогреву теплоносителя до состояния
насыщения на входе в активную зону (около 3 °С) и, в связи с малой
мощностью реактора, к незначительному паросодержанию на выхо­
де из активной зоны.
Закрытие, согласно программе, стопорных клапанов последней
работающей турбины привело к снижению частоты вращения и со­
ответственно производительности работающих ГЦН, электропита­
ние которых производилось от выбегающего турбогенератора.
Поскольку мощность реактора оставалась достаточно значитель­
ной (операторы предварительно вывели защиту по отключению по­
следней работающей турбины), снижение расхода через активную
зону вызвало увеличение паросодержания в активной зоне и, как
следствие, высвобождение некоторой паровой реактивности.
В этот момент времени оператором реактора была нажата кнопка
аварийного останова реактора (предположительно из-за понимания
того, что реактор находился в нестабильном состоянии).
Движение стержней СУЗ вниз привело к дополнительной дефор­
мации энерговыделения и дополнительному вводу положительной
реактивности в нижнюю часть активной зоны. Практически все
энерговыделение сместилось в нижнюю часть зоны, что привело
к резкому росту интегральной мощности реактора в несколько раз от
исходного. Наложение указанных факторов привело к повреждению
оболочек твэлов и выбросу топлива в теплоноситель. Высокотемпе­
ратурные капли и осколки топлива смешались с теплоносителем.
Это привело к быстрому дополнительному парообразованию
и вытеснению оставшейся воды из технологических каналов (ТК).
Последний эффект был равносилен вводу дополнительной положи­
тельной реактивности, а в итоге к образованию локальной критично­
сти в нижней части активной зоны, которая привела к разгону реак­
тора на мгновенных нейтронах.
По истечении определенного (проектного) времени произошло
отключение «выбегающих» ГЦН и резкое уменьшение расхода через
активную зону, что привело к резкому ухудшению теплоотвода
от топлива, росту давления в ТК и взаимодействию топлива с тепло­
носителем. Избыточное давление в ТК обусловило, предположитель­
но, ускоренное движение оставшейся части теплоносителя
и гидравлический удар, что привело к разрушению (разрыву) части
ТК в пределах активной зоны.
Массовый выход из строя ТК с взрывоопасным накоплением пара
в реакторном пространстве привел к двум последовавшим один
за другим взрывам и катастрофическому разрушению реактора. Тя­
желовесная верхняя металлоконструкция, составляющая верхнюю
179

часть герметичного реакторного пространства, была приподнята
и практически перпендикулярно развернута, разрушив большую
часть ТК и пароводяных коммуникаций над активной зоной. Стерж­
ни СУЗ остановились, не дойдя до нижнего положения. Крыша зда­
ния блока была сорвана. Через образовавшийся разлом выбросило
осколки графита, топлива, куски металлоконструкций и бетона. Вы­
брошенные горячие материалы упали на верхнюю часть прилегаю­
щих зданий и на территорию АЭС и вызвали пожары. Проникший
в реакторное пространство воздух вызвал загорание графита вслед­
ствие повышения температуры из-за экзотермической реакции окис­
ления циркония.
Выброшенные из реактора тяжелые осколки выпали вблизи пло­
щадки АЭС. Радиоактивное облако, состоящее из легких частиц, бы­
ло поднято на высоту до 2 км и начало распространяться над запад­
ными районами СССР в направлении Восточной и Западной Европы.
По оценкам, из активной зоны было выброшено (25—50) • 106 Ки ра­
диоактивных элементов, из которых 10 • 106 и 2 • 106 Ки составила
общая активность йода и цезия соответственно.
Сильные разрушения оборудования, здания и сооружений стали
причиной гибели двух работников из числа оперативного персонала
АЭС. Сильное радиоактивное загрязнение и большой радиоактив­
ный фон в районе аварийного блока стали причиной острой лучевой
болезни у многих пожарных и участников ликвидации аварии.
Через 36 ч после аварии началась эвакуация населения из г. При­
пять, а впоследствии и из 30-километровой зоны вокруг аварийного
блока, которая в последствии стала именоваться «запретной зоной».
Эвакуация населения была также проведена из районов, где уровни
радиации превысили 50 мЗв/ч (5 мбэр/ч).
В первые дни после аварии в разрушенный реактор с вертолетов
было сброшено несколько тысяч тонн различных материалов, вклю­
чая борный концентрат и свинец, для предотвращения возможности
образования критической массы при перемещении расплавленных
топливных и конструкционных материалов и улучшения теплоотвода и уменьшения прямого контакта реактора с атмосферой. Для уве­
личения несущей способности основания реактора и предотвраще­
ния возможного контакта расплавленных радиоактивных материалов
с почвой под реактором была сооружена бетонная плита толщиной 2
м с разветвленной системой охлаждения1. Одновременно для блоки­
рования горения графита под реактор закачивался азот. В результате
принятых мер через 10 дней после начала аварии температура реак­
тора значительно понизилась. Достаточно стабильная изоляция ре1

180

Применение системы охлаждения не потребовалось.

актора от окружающей среды была достигнута в конце 1986 г. путем
сооружения специального саркофага — бетонного укрытия вокруг
разрушенного реактора.
Некоторые выводы, сделанные из аварии.
1. Авария на IV энергоблоке Чернобыльской АЭС по своим по­
следствиям — условиям повреждения активной зоны реактора, боль­
шому радиоактивному загрязнению окружающей среды и поражению
персонала и населения — относится к тяжелым запроектным авариям
7-го уровня по Международной шкале ядерных событий ИНЕС.
2. Целостность корпуса реактора и прилегающего надреакторного пространства была полностью нарушена. Катастрофический ха­
рактер разрушения реактора исключает возможность его восста­
новления.
3. В результате аварии были значительно разрушены все имею­
щиеся физические барьера на пути распространения радиоактивно­
сти в окружающую среду — матрица и оболочки твэлов, 1-й контур
(реактор). Отсутствие в надреакторном пространстве четвертого
барьера безопасности — защитной гермооболочки — не позволило
локализовать радиоактивные продукты деления и ограничить их вы­
брос в окружающую среду.
4. Анализ аварии на ЧАЭС-4 определил необходимость соблюде­
ния основополагающих принципов глубокоэшелонированной защиты:
в рамках 1-го уровня: необходимость исправления и совершенст­
вования конструктивных и физических особенностей реакторных ус­
тановок типа РБМК;
в рамках 2-го уровня: совершенствование организации эксплуата­
ции, административного контроля, подготовки и аттестации персо­
нала, в частности — необходимость предоставления полной инфор­
мации оперативному персоналу о характере поведения реактора
во всем диапазоне возможных состояний реакторной установки;
в рамках 3-го уровня: реализация дополнительных инженерных
решений, используемых при ликвидации аварий, в частности —
необходимость дополнительного уровня физической защиты в над­
реакторном пространстве (гермооболочки), недопустимость пере­
кладывания функций безопасности с соответствующих систем на че­
ловека, поскольку поведение человека-оператора в сложных аварий­
ных ситуациях не может быть заранее однозначно описано;
в рамках 4-го уровня: реализация более оптимальных, точных
и отработанных методов управления авариями, в частности — со­
вершенствование эксплуатационной документации используемой
в процессе управления и ликвидации аварий;
в рамках 5-го уровня: реализация более детализированных и все­
объемлющих мероприятий по защите населения и окружающей сре181

ды в случае разрушения барьеров с привлечением всех возможных
сил и средств, включая создание и функционирование центров под­
держки эксплуатационного персонала во время аварий — внутрен­
них и внешних кризисных центров.
Авария на АЭС «Three Mile Island-2». Запроектная авария на
2-м энергоблоке PWR американской АЭС «Three Mile Island»
(ТМА-2), связанная с частичным плавлением активной зоны реакто­
ра и выходом большого количества продуктов деления в гермооболочку и некоторые технологические помещения энергоблока, про­
изошла 29 марта 1979 г. в результате полного отказа подачи пита­
тельной воды во все парогенераторы энергоблока, работавшего
на мощности 9 7 % NH0M (956 МВт), и прекращения теплоотвода
от активной зоны реактора со стороны 2-го контура.
Причиной полного отказа питательной воды было отключение
турбопитатсльных насосов основной питательной воды и отказ по­
дачи аварийной питательной воды в ПГ, предварительно выведенной
в ремонт. Следует отметить принципиальную особенность энерго­
блоков типа PWR с вертикальными парогенераторами — достаточно
небольшой запас котловой воды в ПГ.
Последовательность основных событий в ходе аварии.
Отключение турбопитательных насосов основной питательной
воды ПГ произошло из-за снижения давления на всасе насосов по
причине прекращения подачи конденсата (отключения конденсатных насосов) в систему питательной воды вследствие неисправно­
сти в системе очистки конденсата.
В результате отключения ТПН автоматически отключилась ос­
новная турбина энергоблока. При снижении уровня в ПГ ниже ус­
тавки автоматически включились вспомогательные питательные
электронасосы, но подачи воды в ПГ не произошло по причине за­
крытого положения ручной ремонтной арматуры на линии подачи
воды в ПГ от ВПЭН.
В результате резкого уменьшения теплоотвода со стороны 2-го
контура начался рост температуры и давления в 1 -м контуре, откры­
лось предохранительное устройство КД и сработала аварийная за­
щита реактора.
Через 1 мин 45 с с начала аварии вследствие отсутствия подпитки
парогенераторы выкипели полностью, эффектный теплообмен меж­
ду 1-ми 2-м контуром полностью прекратился и начался интенсив­
ный рост температуры 1-го контура.
В связи с открытым предохранительным клапаном КД давление
в 1-м контуре снизилось ниже уставки закрытия устройства, однако
предохранительный клапан, показывая закрытое положение по сиг­
нализации БЩУ, остался в открытом положении, что ввело в заблу182

ждение операторов. Утечка теплоносителя через предохранитель­
ный клапан привела к снижению давления в 1-м контуре ниже устав­
ки срабатывания систем безопасности и включению аварийной под­
питки 1-го контура.
Снижение давления 1-м контуре до значения, соответствующего
состоянию насыщения, привело к вскипанию теплоносителя в актив­
ной зоне реактора и образованию парового пузыря под крышкой ре­
актора, который начал вытеснять теплоноситель из реактора в КД.
Быстрый рост уровня в КД был воспринят операторами как перепитка 1-го контура аварийной подпиткой, вследствие чего операторы
уменьшили аварийную подпитку 1-го контура и увеличили продувку
1-го контура.
Непрерывная утечка теплоносителя 1-го контура через открытое
предохранительное устройство КД и продувку 1-го контура, а также
недостаточная подпитка 1-го контура привели к условиям, при кото­
рых уровень воды в реакторе начал снижаться до уровня топлива
в активной зоне реактора.
Вследствие наличия двухфазной среды в 1-м контуре началась
вибрация главных циркуляционных насосов. Опасаясь разрушения
1-го контура операторы отключили ГЦН. Это привело к разделению
воды и пара в 1-м контуре и дальнейшему оголению активной зоны
реактора. При таких условиях остаточная теплота активной зоны не
могла эффективно отводиться теплоносителем 1-го контура.
Оголение активной зоны реактора привело к быстрому разогреву
обнажившейся части зоны, разогреву оболочек твэлов примерно
до 1100 К, быстрому окислению оболочек твэлов, выполненных
из Циркалоя-4, и возникновению экзотермической реакции между
цирконием и образовавшемся в активной зоне паром.
В результате пароциркониевой реакции началось дополнительное
выделение энергии и образование газообразного водорода, который
начал скапливаться в верхних частях оборудования 1-го контура —
под крышкой реактора, в верхних полостях горячих ниток петель
1-го контура и пучков трубок ГТГ.
Скопление неконденсируемых газов в верхних частях оборудова­
ния 1-го контура приводило к дальнейшему ухудшению теплосъема
от активной зоны реактора и повреждению топлива. Температура
твэл превысила температуру плавления оболочек (2100 К), и в рас­
плавленном материале оболочек началось растворение части топли­
ва — диоксида урана U0 2 . Температура осушенной части активной
зоны превысила также температуру плавления стержней СУЗ из Cd
и Jn, а также оболочек этих стержней из нержавеющей стали.
Скопление водорода под крышкой реактора и в верхних частях
оборудования 1-го контура приводило к выходу водорода через пре183

дохранительное устройство КД в гермооболочку и потенциальной
угрозе взрыва водорода как под крышкой реактора, так и в гермооболочке. Примерно через 10 ч после начала аварии был зарегистриро­
ван скачок давления под ГО, обусловленный, скорее всего, воспла­
менением водородно-воздушной среды в ГО.
В результате длительного сброса пара через ПК КД в барботажный бак и повышения давления в баке произошел разрыв предохра­
нительной мембраны барботажного бака и истечение под ГО снача­
ла «чистого» пара 1-го контура, а затем пара, содержащего продукты
деления.
Для исключения расширения неконденсируемых газов операторы
при помощи подпиточных насосов 1-го контура увеличили давление
в 1-м контуре, и парогазовый пузырь, образовавшийся в 1-м контуре,
был сжат до достаточно малого объема. Давление в 1-м контуре бы­
ло увеличено выше насыщения. Это дало возможность включить
ГЦН и восстановить принудительную циркуляцию в 1-м контуре.
В определенный момент аварии операторам удалось организовать
подпитку парогенераторов и восстановить уровень в ПГ, необходи­
мый для теплоотвода со стороны 2-го контура.
Возникший в результате принудительной циркуляции поток жид­
кости выносил водород из верхних полостей горячих ниток 1-го кон­
тура с частичным растворением в воде и сбросом части его в верх­
ние части оборудования 1-го контура и в ГО. В результате удаления
водорода и неконденсируемых газов из петель 1-го контура устано­
вился стабильный режим охлаждения активной зоны принудитель­
ным потоком с отводом пара из ПГ в конденсаторы. С этого момента
было восстановлено устойчивое охлаждение активной зоны реакто­
ра, после чего начался длительный (несколько суток) процесс пере­
вода реакторной установки в «холодное» состояние.
Последствия аварии.
В целом в процессе аварии расплавилось не менее 40 % материа­
лов активной зоны реактора.
К концу аварии в теплоноситель 1-го контура перешло около
10 % общего количества образовавшегося в активной зоне радиоак­
тивного йода (64 • 106 Ки) и цезия (8 • 105 Ки) и не менее 1 % других
продуктов деления.
В результате утечки теплоносителя через открытый ПК КД в барботажный бак, а через него, в различные помещения блока было пе­
ренесено 5—7 % общего количества I и Cz и примерно такая же доля
радиоактивных благородных газов (РБГ).
В результате аварии образовалось около 2800 м3 сильно загряз­
ненной воды, из которых около 340 м3 находилось в замкнутом объ­
еме 1-го контура и около 2440 м 3 — на полу ГО слоем 2,4 м.
184

После аварии радиоактивность (мощность дозы) на БЩУ состав­
ляла 240—320 Р/ч, а в различных местах под ГО — в пределах
от нескольких рентген в час до более чем 1000 Р/ч.
В окружающую среду вышло всего около 1 % РБГ — (9—
50)-10 1 3 Бк, что в связи с малым периодом полураспада l 3 l I
(8,04 сут) имело кратковременные радиологические последствия для
населения.
По оценкам, коллективная доза облучения в 30-мильной зоне
(80,5 км) составила 3300 чел • бэр при средней индивидуальной дозе
1,5 мбэр на все тело и максимальной дозе менее 100 мбэр.
Стоимость только очистки и дезактивации блока ТМА-2 после ава­
рии составил около 1 млрд долл. Общие экономические потери, вклю­
чая потери, связанные с простоем остановленного в связи с аварией
на ТМА-2 блока ТМА-1, составили к июню 1987 г. 2,6 млрд долл.
Вся программа удаления обломков и топлива из корпуса реактора
ТМА-2 была завершена в январе 1990 г. Полный демонтаж блока
ТМА-2 по экономическим и радиационным условиям был отложен
на 30 лет с целью его демонтажа совместно с блоком ТМА-1, кото­
рый выработает к тому времени свой ресурс.
Некоторые выводы, сделанные из аварии.
1. Авария на энергоблоке ТМА-2 по сочетанию отказов оборудо­
вания, допущенным ошибкам персонала и условиям повреждения
активной зоны реактора (плавлению топлива) может быть отнесена
к аварии с риском для окружающей среды 5-го уровня по Междуна­
родной шкале ядерных событий ИНЕС.
2. Несмотря на плавление материалов активной зоны целост­
ность корпуса реактора, не имеющего проходок в днище, при этой
аварии не нарушилась.
3. В результате аварии были значительно разрушены первые два
физических барьера — матрица и оболочки твэлов. Целостность
третьего барьера — 1-го контура — была нарушена из-за открытия
ПК КД. Наличие четвертого барьера — защитной герметичной обо­
лочки — позволило локализовать радиоактивные продукты деления
и ограничить их выброс в окружающую среду.
4. Принципы глубокоэшелонированной защиты реактора типа
PWR (ВВЭР), когда даже при маловероятном сочетании отказов обо­
рудования и автоматики с наложением ошибок операторов, гермооболочка полностью выполнила роль последнего барьера безопасно­
сти, оказались эффективными с точки зрения минимального ущерба
для населения и окружающей среды.
5. Большая часть выделившихся при аварии радионуклидов
и продуктов деления не вышли за пределы блока, а значительная
из часть за пределы корпуса реактора и ГО.
185

6. Даже при плавлении активной зоны авария может протекать
в контролируемых условиях при подаче к корпус относительно
небольшого количества воды.
7. Анализ аварии на ТМА-2 определил необходимость соблюде­
ния основополагающих принципов глубокоэшелонированной защиты:
в рамках 1-го уровня: повышение качества проектных основ,
в частности — увеличение запаса котловой воды в ПГ, реализация
(совершенствование) свойств внутренней самозащищенности;
в рамках 2-го уровня: совершенствование организации эксплуата­
ции, административного контроля, подготовки и аттестации персо­
нала, в частности — совершенствование методики опробования обо­
рудования систем безопасности, методов подготовки операторов
на полномасштабных тренажерах;
в рамках 3-го уровня: реализация дополнительных инженерных
решений, используемых при ликвидации аварий, в частности —
необходимость создания системы аварийного газоудаления из обо­
рудования 1-го контура, необходимость создания системы дожига­
ния водорода в ГО;
в рамках 4-го уровня: реализация более оптимальных, точных и
отработанных методов управления авариями, в частности — переход
к симптомно-ориентированной методике управления авариями;
в рамках 5-го уровня: реализация более детализированных и все­
объемлющих мероприятий по защите населения и окружающей сре­
ды в случае разрушения барьеров с привлечением всех возможных
сил и средств, включая создание и функционирование центров под­
держки эксплуатационного персонала во время аварий — внутрен­
них и внешних кризисных центров.

ГЛАВА 8. КУЛЬТУРА БЕЗОПАСНОСТИ НА АЭС

8.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОНЯТИЯ

Такое на первый взгляд странное сочетание слов «культура» и
«безопасность АЭС» возникло в результате обсуждения причин ка­
тастрофической аварии на 4-м энергоблоке Чернобыльской АЭС чле­
нами группы МАГАТЭ INS AG (в 1986 г.) И действительно, безопас­
ность АЭС обеспечивается системой инженерного оборудования,
связанного технологическими схемами, обеспеченными приборами
сигнализации, резервным и дублирующим оборудованием (подстра­
ховкой), приборами контроля и автоматики. На инженерном жаргоне
все вместе это часто называют «железом» А культура — это ни в ко­
ем случае не железо. Это нечто гуманитарное, связанное с развитием
человеческой цивилизации. Дело, возможно, в том, что со времени
пуска первой в мире АЭС в Обнинске в 1954 г. были разработаны и
внедрены в практику АЭС, использующих ядерную (атомную) энер­
гию, «Правила технической эксплуатации АЭС» и «Основы радиаци­
онной безопасности установок». В этих трудах отражен (или подроб­
но проанализирован, описан) опыт прошлого, который может послу­
жить во благо технике безопасности в будущем, если в этом «буду­
щем» будут воспроизводиться те же производственно-технические
ситуации (и на том же оборудовании), что уже встречались в про­
шлом. Опыт прошлого пригоден настолько, насколько он будет вос­
произведен в будущем. Однако если речь идет о новой технике, то
она потому и является новой, что в ней используются новые физи­
ческие явления или процессы, промежуточные теплофизические или
теплохимические процессы, а значит появляется отличная от нуля
вариативность развития событий, где опыт прошлого оказывается
неуместным. Обеспечить безопасность в этом случае можно только
на базе глубокого знания существа процессов, условий их протека­
ния, свойств оборудования и его динамических качеств, при этом
внимательно контролируя ход процессов и оперативно и грамотно
реагируя на все отклонения от штатного протекания процессов. Это
может быть осуществлено только обладая культурой безопасности.
Итак, техника безопасности и НТД, направленная на ее реализа­
цию, обращена к технике, т.е. к миру материальному, а культура бе­
зопасности, обращена к человеку, к его духовным способностям ви­
деть, замечать, анализировать, предвидеть и соответствующим обра­
зом действенно реагировать. Поэтому так же, как в мире вещей (тех­
ники) осуществлены системы, играющие роль препятствия на пути
187

опасности и тем самым охраняя и сохраняя безопасность (система
управления и защиты реактора, предохранительные клапаны, взрыв­
ные клапаны, различные блокировки, стопорные клапаны, РОУ,
БРОУ и.т.п.), точно так же должны быть сформулированы умения и
навыки у операторов АЭС: видеть опасности, близкие или далекие
во времени, своевременно их предотвращать. Понятие «Культура бе­
зопасности» включает в себя активные действия не только (а быть
может, не столько) персонала АЭС, но и всей иерархической струк­
туры атомной энергетики от самого верха (правительственные орга­
ны) до непосредственных исполнителей, управляющих оборудовани­
ем АЭС. Разумеется, все разработанные правила соблюдаются и не
могут не соблюдаться, поскольку они в совокупности являются гра­
ницей, как бы громко это ни звучало, между атомной энергетикой
как отраслью народного хозяйства, которая обеспечивает безбедное и
безопасное существование человечества в обозримом будущем, с од­
ной стороны, и мгновенным разрушением цивилизации с многими
людскими потерями, с другой. Таковы реалии современного мира.
Над проблемой безопасности добываемой из недр атома теплоты
трудились выдающиеся ученые всего мира, было опубликовано и
изучено соответствующими специалистами много томов теоретичес­
кой литературы и практических рекомендаций с целью сохранить эту
границу незыблемой. И тем не менее за прошедшие полвека сущес­
твования развития и совершенствования атомной энергетики про­
изошли на АЭС две радиационные аварии. По итогам второй аварии
(ЧАЭС СССР), которая явилась катастрофической, перед специалис­
тами вновь встал вопрос о целесообразности базирования человечес­
кой цивилизации на атомной энергетике, чреватой возможностью
принести в мир ужасы ядерной катастрофы. Настоятельно требова­
лось ответить на вопрос, почему при наличии научно-технической
документации, отражающей опыт успешно действующих АЭС, изу­
чаемой всеми работниками АЭС и неукоснительно выполняемой
ими, атомная энергетика не забывает свое «происхождение», пугаю­
ще часто демонстрирует свой взрывной характер, напоминающий че­
ловечеству о рядом живущей смертельной опасности.
Могут быть два ответа на этот вопрос:
1. Научно-техническая документация, содержащая свод требова­
ний к персоналу действующих АЭС, основана на опыте практически
работающих АЭС, то есть на опыте, уже приобретенном в прошлом,
который не обязательно будет воспроизведен (в тех же обстоятельс­
твах) в будущем. Действительность гораздо богаче, чем наши пред­
ставления о ней [35].
2. Атомная электростанция представляет собой сложный комп­
лекс оборудования, в каждом из которых происходят физические,
188

теллофизические, физико-химические и механические процессы, ко­
торые управляются автономно системами контрольно-измерительной
аппаратуры и связаны между собой в едином технологическом про­
цессе трубопроводами и арматурой разного назначения. Главная от­
ветственность за целенаправленность и безопасность этих процессов
лежит на человеке. Таким образом, образуется сложная система (че­
ловек—машина), которая руководствуется разными законами. Поэто­
му когда правила технической эксплуатации, а также радиационной
безопасности разрабатываются без учета роли человека в системе, на
его место необходимо поставить некий действующий субъект.
Автору представляется, что этому отвечает культура безопаснос­
ти. Для обеспечения безопасности необходимы соответствующее
оборудование и требования к его содержанию. Это необходимое ус­
ловие обеспечения безопасности АЭС. Безопасность отвечает на
вопрос ЧТО надо делать, чтобы не было аварии и соответственно
риск для целостности оборудования и здоровья людей был бы равен
нулю. Культура безопасности отвечает на вопрос КАК, КАКИМ ОБ­
РАЗОМ, С КАКОЙ скоростью надо делать ТО, чтобы не было ава­
рии. Если содержание работы в рамках безопасности выражается
глаголом, то в рамках культуры безопасности содержание выражает­
ся обстоятельством (или обстоятельствами) образа действия и явля­
ется достаточным условием для достижения цели обеспечения рабо­
ты АЭС без риска для оборудования и сохранения здоровья людей. С
этой целью Международное агентство по атомной энергии
(International Atomic Energy Agency — МАГАТЭ) в течение многих
лет занимается разработкой общих принципов безопасности атомной
энергетики. Непосредственно под эгидой МАГАТЭ обобщением
опыта эксплуатации АЭС и установлением правил, направленных на
обеспечение их безопасности, занимается международная консульта­
тивная группа по безопасности (International Nuclear Safety Advisiry
Group — INSAG), которая предложила в 1956 г. определение его.
«Культура безопасности — это такой набор характеристик и особен­
ностей деятельности организаций и поведения отдельных лиц, кото­
рый устанавливает, что проблемам безопасности АЭС, как обладаю­
щим высшим приоритетом, уделяется внимание, определяемое их
значимостью». В этом определении соединены понятия «действия»
(«поведения») и цели его, что несколько затрудняет восприятие са­
мого определения. Возможно, по этой причине в дальнейшем появи­
лось много иных определений культуры безопасности, по-иному рас­
крывающих это понятие. В действительности дело в том, что в раз­
витии цивилизации были утрачены некоторые ступени развития
мысли. Для обозначения понятия «деятельность» Аристотель, как и
другие античные авторы, употребляет обычно «energeiu» (энергия) и
189

«enieteheia» (энтелехия). Те же термины применяются для понятия
«действительность». Фактически в аристотелевском, а в какой-то ме­
ре вообще в античном, словоупотреблении не возникало необходи­
мости для четкого противопоставления «деятельности» и «действи­
тельности»... Терминологическим истолкованием обоих упомянутых
аристотелевских выражений служит трактовка Гегеля, согласно кото­
рой энтелехия — это «свободная деятельность, которая имеет в себе
цель и есть реализация этой цели», а энергия — это «чистая деятель­
ность из самой себя» [36].
Исходя из трактовки Гегеля было бы логично, если бы высокомуд­
рые мужи из МАГАТЭ и INSAG'a ввели бы вместо термина «культу­
ра безопасности» термин «энтелехия безопасности», который не тре­
бовал бы дополнительных пояснений и расшифрован, а читался бы
прямо: деятельность, которая имеет целью безопасность и достигает
ее. А значение слова «Энтелехия», обозначающего одновременно и
действие (действия) и его цель (цели), легко и органично врастает в
разнообразную и обширную техническую литературу научно-техни­
ческой направленности, правила эксплуатации инженерных сооруже­
ний и их безопасности, а также радиационной и пожарной безопас­
ности.
Из предыдущего материала видно, что безопасность АЭС обеспе­
чена многочисленными нормами, государственными стандартами,
отраслевыми нормами и правилами на уровне проектирования и в
процессе изготовления оборудования.
Эксплуатация АЭС осуществляется согласно Регламенту Госатом­
надзора, специальной научно-технической документации и инструк­
циям, в которых четко расписаны действия оперативного персонала
во всех практически возможных ситуациях. Эксплуатационный пер­
сонал проходит длительную теоретическую и практическую подго­
товку, в том числе на полномасштабных тренажерах, перед допуском
к эксплуатации и сдает обязательные экзамены для получения разре­
шения на эксплуатацию действующего оборудования АЭС. В процес­
се работы в оперативном звене все члены команды проходят с задан­
ной периодичностью обязательное обучение в учебно-тренировоч­
ных центрах или учебно-тренировочных пунктах с целью повыше­
ния квалификации и закрепления навыков.
При этом статистика показывает, что, несмотря на все перечис­
ленное, в течение года число фиксируемых аварий, инцидентов или
просто отклонений от заданного режима работы оборудования сум­
марно по всем АЭС в мире исчисляется сотнями.
Ответ на вопрос, что же надо сделать еще, чтобы обеспечить без­
упречную безопасность АЭС и соответственно ее социальную при­
емлемость, дал анализ причин аварии на Чернобыльской АЭС.
190

Только с помощью инженерных систем АЭС, включая системы
безопасности (активные и пассивные), добиться требуемого уровня,
по-видимому, нельзя. Требуется включить в систему как необходи­
мое звено человека. Отношение человека, личности, занятого созда­
нием и эксплуатацией АЭС, к проблеме ее безопасности получило
название «культура безопасности».
Любой вид человеческой деятельности связан с опасностью. Аб­
солютной безопасности нет, и ядерная энергетика не является ис­
ключением. Задача людей, занятых в ядерной энергетике — сделать
безопасность АЭС настолько высокой, чтобы она воспринималась
обществом как абсолютная. С этой целью INSAG разработала следу­
ющие определения понятия культуры безопасности.
Культура безопасности входит в число основных принципов безо­
пасности, без чего реализация других основных принципов невоз­
можна. Культура безопасности имеет особенности, выделяющие ее
из ряда иных принципов безопасности.
Культурой безопасности должна быть пронизана деятельность
всех организаций и предприятий, участвующих в создании АЭС, на
всех этапах создания АЭС от разработки технико-экономического
обоснования создания АЭС до снятия ее с эксплуатации, а также от­
дельных лиц на всех уровнях служебной иерархии.
В отличие от других принципов обеспечения безопасности, кото­
рые направлены на решение научных, инженерных, технических, ме­
дико-биологических проблем, обеспечивающих безопасность АЭС,
культура безопасности адресована непосредственно человеку, лич­
ности.
Наличие культуры безопасности означает адекватное отношение
всех участников создания и эксплуатации АЭС к проблеме безопас­
ности АЭС в соответствии с ее значимостью для существования
АЭС вообще. Таким образом, культура безопасности суть поведен­
ческая категория.
Формирование культуры безопасности означает воспитание у
каждого человека, имеющего отношение к ядерной энергетике, тако­
го состояния, при котором он окажется просто не способным сделать
какой-либо, хотя бы малый шаг, в ущерб безопасности, даже если ве­
роятность реализации опасности чрезвычайно мала.
Из этого следует, что культура безопасности обладает еще одной
особенностью: она проявляется (или должна проявляться) на всех
уровнях глубокоэшелонированной защиты, повышая эффективность
регламентных мероприятий и усиливая действие физических барье­
ров, препятствующих выходу радиоактивных материалов из объ­
емов, для них предназначенных.
191

8.2. ПОДХОД К АНАЛИТИЧЕСКОЙ ОЦЕНКЕ РИСКА
Безопасность относится к сфере охранной деятельности, которая
проявляется, когда возникает угроза здоровью или даже жизни лю­
дей вследствие природных катаклизмов или результатов деятельнос­
ти людей по повышению комфортности существования людей в чуж­
дых им геофизических условиях на планете Земля. Поэтому инстру­
ментами безопасности являются средства, доступные людям и ими
же созданные в виде инженерных сооружений.
Математически легко определить безопасность (Б) как величину,
обратную риску (Р) : Б = 1/Р. Отсюда следует, что если риск равен
нулю (Р = 0), то безопасность имеет очень большое значение, иначе
говоря, в таком случае мы имеем дело с полной безопасностью. И на­
оборот, если риск ущерба здоровью или потере жизни при каких-то
технологиях или средствах перемещения очень велик (Р = оо), то
безопасность очень мала, а опасность потерять здоровье или даже
жизнь очень велика.
В цивилизованном обществе любой вид общественно-производс­
твенной деятельности связан с опасностью для здоровья не только
занятых на этом производстве людей, но и для населения. Приходит­
ся констатировать, что все инженерные сооружения так или иначе
опасны для человека. Отсюда возникает необходимость разработки
адекватных мер безопасности.
Многочисленные опубликованные данные показывают, что нор­
мальная эксплуатация АЭС, оборудованной современной техникой,
не наносит заметного ущерба ни человеку, ни окружающей среде.
Вывод по этим данным следующий: вложение средств в улучшение
условий эксплуатации АЭС наименее эффективно. Однако оценка
эффективности (и необходимости) финансовых вложений в АЭС мо­
жет измениться на обратную, если вести ранжировку по некой сум­
марной величине с учетом условий не только нормальной эксплуата­
ции, но и необходимости предотвращения аварий, их локализации и
ликвидации последствий. Видимо, целесообразность вложений будет
возрастать в другом ряду. Представляется весьма вероятным, что
этот ряд будет определяться концентрацией (плотностью) энергии на
единицу массы, которая может в аварийной ситуации неконтролиру­
емо освобождаться. Этот ряд потенциальной опасности (по возраста­
ющей) может выглядеть следующим образом: мускульная энергия —
механическая энергия (приливы, ветер, вода) — тепловая энергия
(солнечная, геотермальная, тепловые электростанции) — ядерная
энергия. В этом ряду одновременно отражена хронология овладения
и использования человеком различных видов энергий. Вывод: чем
более совершенный вид энергии используется человеком, тем он
192

богаче и опаснее одновременно. Отсюда — все более острая необхо­
димость в обеспечении безопасности особенно атомной энергетики.
Для ранжировки отраслей промышленности следует разработать
специальную методику определения потенциальной опасности от­
расли с учетом условий нормальной эксплуатации и аварий.
Относительная опасность некоторых сфер деятельности и жизни
человека в нормальных безаварийных условиях была показана в [4].
Оценить аналогично аварийные ситуации представляется более
сложным.
В качестве первого шага (может быть, лишь на нулевом уровне
приближения) можно предложить следующее выражение для оценки
потенциальной опасности аварийных ситуаций:
RUOT =

RN(\+axtx+a2t2),

где Rn0T — риск, который потенциально содержит в себе та или иная
техника (технология) или ее часть; R — осредненная величина кол­
лективного риска, т.е. число случаев заболеваний или смертей на
планете в результате одной аварии; N— среднее число аварий в дан­
ной отрасли на одну установку, N = (Znpi^/M, где 4Znimi — общее
число аварий с вредным воздействием на природу или человека в
данной отрасли техники; п — число травмированных людей; т{ —
число фактов поражения представителей природы; М— общее число
потенциально опасных установок в данной отрасли техники; tx —
продолжительность вредного последействия на окружающую среду;
t2 — продолжительность последействия на человека; ах и а2 — соот­
ветствующие статистические коэффициенты; а2 = а\ + а\ учитывает
прямое вредное воздействие на человека и косвенное воздействие
(коэффициентом ах ), через объекты природы.
Приведенное выражение показывает, что все технические уст­
ройства следует разделить на две большие группы: с вредным воз­
действием (когда tx > О или t2 > О, или tx, t2 > 0) и без него (когда tx =

= h = о)Примеры: аварии на ГЭС — tx > 0, аварии нефтебарж — tx > 0,
аварии на химических предприятиях и АЭС — tx = t2 = 0.
В соответствии с принадлежностью к той или иной группе воз­
растает значимость культуры безопасности.
Весьма важно для дальнейших судеб человечества разработать
научно-обоснованные методики ранжировки (распределения в при­
оритетном ряду) различных промышленных предприятий — транс193

порта, предприятий сферы ус­
луг и т.д. — по критерию вред­
ного воздействия на окружаю­
щую среду. Видимо, получает­
ся два разных приоритетных
ряда: один — для условий нор­
мальной эксплуатации, другой
— для аварий.
Последовательность в этих
рядах может существенно от­
Рис. 8.1. Зависимость полного риска R
личаться.
для населения от затрат на защиту X:
Возможна ли полная безо­
R
— прямой риск от воздействия
выбросов АЭС; R — косвенный риск, пасность (нулевая опасность)
связанный
атомной энергетики? Извест­
с отказом систем безопасности; Rn — ны два принципа обеспечения
полный риск
безопасности:
1. ALAPA (as low as
practically achievable) — установление уровня опасности настолько
низким, насколько это достижимо практически, то есть внедрение
всех мер защиты, которые практически осуществимы.
2. ALARA (as low as reasonably achievable) — установление уров­
ня опасности настолько низким, насколько это можно разумно до­
стигнуть.
Нулевая опасность, как показывает практика, достижима лишь в
некоторых частных случаях, удовлетворяющих двум условиям одно­
временно:
- выбросы производства содержат вредные вещества только с по­
роговым действием на человека;
- рассматриваются условия эксплуатации без существенных от­
клонений от предписанных норм. Атомная энергетика не удовлетво­
ряет ни одному из этих условий, так как:
- газовые выбросы, содержащие ИРГ, и жидкие радиоактивные
сбросы, содержащие растворенные радионуклиды, обладают беспо­
роговым действием;
- системы безопасности АЭС должны обеспечивать отсутствие
воздействия во всех режимах работы АЭС, включая аварии.
На рис. 8.1 представлена зависимость риска R для населения от
затрат на системы безопасности X.
Видно, что увеличение затрат на системы безопасности (увеличе­
ние количества систем безопасности X) приводит к росту косвенного
риска RK, поэтому при беспороговом вредном воздействии полный
риск Rn = R + RK может достичь лишь некоего минимума R{, сущес­
твенно отличного от нуля.
194

8.3. СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД К БЕЗОПАСНОСТИ АЭС
Соотношение этих факторов определяет одно из важнейших усло­
вий из области культуры безопасности — психологическую готов­
ность персонала к адекватным действиям в нормальных и нештат­
ных условиях труда. Однако каждый из перечисленных факторов при
выходе его за нормативные грани способен сыграть роль источника
ошибочного действия человека при управлении объектом. На прак­
тике психологическая готовность к работе выражается в чувстве уве­
ренности человека в том, что QTO действия необходимы, безошибоч­
ны и дадут ожидаемый результат.
Но уверенность появляется только тогда, когда человеку хорошо
известны последствия его действий. Любая неопределенность вызы­
вает психологическую напряженность, а если источников напряжен­
ности несколько, то каждый из них усиливает значение других. Поэ­
тому очень важно снимать или компенсировать постоянно действую­
щие источники дестабилизации психоэмоционального состояния ра­
ботника. К таковым в последнее время все чаще относятся факторы
социально-экономической нестабильности, усиливающей напряжен­
ность людей и конфликтность в коллективах.
При исследовании возможности безопасного и надежного функ­
ционирования сложных человекомашинных комплексов и создании
таких комплексов, особенно потенциально опасных объектов, напри­
мер, таких как атомные станции и др., при подходе к их конструиро­
ванию рассматриваются возможности, предусматривающие три спо­
соба распределения функций между человеком и автоматизацией:
1) человеку-оператору отдается центральная или главная роль в
контуре управления техникой и обеспечения надежности функцио­
нирования объекта. Однако из-за сложности процессов, большого
числа параметров и дефицита времени даже очень опытный опера­
тор допускает ошибки и не справляется с задачами в экстремальных
ситуациях. А некоторые аварии на объекте могут быть «запроектными», не рассчитанными и не предусмотренными в алгоритмах функ­
ционирования техники. В этих сложных и неопределенных ситуаци­
ях оператор не справляется с качественным анализом происходящего
и не может принимать правильное решение. Вот в этих-то нестан­
дартных и заранее не изученных ситуациях проявляются различные
формы иррационального поведения человека-оператора в межсис­
темном взаимодействии в системном комплексе типа «человек—ма­
шина»;
2) альтернативный вариант, когда проблему безопасности и на­
дежности проектанты стремятся решать средствами автоматики, а
человеку-оператору отводится второстепенная роль, тоже проблемы
не решает. Дело в том, что при «всемогуществе» автоматики вместе с
195

Главные
показатели
системы

Время, /
Рис. 8.2. Жизненная кривая систем

компьютерной техникой препятствием является наличие множества
неопределенностей в межсистемном взаимодействии;
3) существует возможность реализации третьего подхода, назван­
ного равнозначным подходом. Его суть заключается в том, что чело­
век-оператор и машина-автоматика взаимно резервируют друг друга.
Автоматика резервирует человека-оператора при превышении допус­
тимого диапазона сложности субъективной деятельности, а оператор
резервирует автоматику при возникновении неустраняемых автомати­
чески отказов или «запроектных» ситуаций управления путем пере­
хода на полуавтоматический или даже ручной режим управления [7].
Жизненная кривая технических, биологических, социальных и
других систем в общем виде изображена в виде S-образной кривой,
определяющей характер изменения во времени главных характерис­
тик системы (работоспособность, сила, мощность, энергия, произво­
дительность, число выпускаемых систем и и т.п.
Кривая жизненного цикла имеет характерные для всех систем
участки: 1) «детство»; 2) «зрелость»; 3) «старость» и 4) «смерть».
Правда, каждая система может иметь и свои индивидуальные осо­
бенности. На рис. 8.2 приведено несколько жизненных кривых сис­
темы — идеальная (кривая 7) и реальные (кривые 2, 3, 4).
Участок «детство» {а—Ь), когда система развивается медленно,
допускает много ошибок и ненадежна, имеет малую производную.
Затем наступает «зрелость» или «возмужание» (участок Ъ—с), когда
любая система, в том числе техническая, быстро совершенствуется и
начинается ее массовое применение. На этом втором участке темпы
развития более высокие, чем на первом участке, и поэтому кривая
имеет более высокую производную. На третьем участке «старость»
(с—d) темпы развития системы резко падают, и затем наступает чет196

вертый участок «смерть» (d~e), когда данная система в таком виде
исчезает и вместо нее появляется другая, более совершенная система.
У разных систем соотношения между участками на жизненной
кривой разные. Рассмотрим кратко характерные соотношения между
этими участками для технических систем. На первый взгляд кажется,
что с момента появления технической системы (точка а) до момента
перехода к массовому применению (точка Ь) проходит время t{. Но
на практике переход к массовому применению происходит почти
всегда с некоторым опозданием (точка Ь' на реальной жизненной
кривой 2). На идеальной жизненной кривой / в точке с заканчивает­
ся период «зрелости» системы, исчерпывается возможность исполь­
зованного в системе принципа реализации и начинается экономичес­
кая нецелесообразность дальнейшего развития данной системы. Од­
нако в реальной жизни этого никогда не происходит. На реальной
жизненной кривой точка окончания участка «зрелости» (точка с)
всегда выше теоретической (с') и позже во времени. Это происходит
по той причине, что существует инерция интересов финансовых, экс­
плуатационных, привычных и вообще человеческих. Многие люди,
как правило, всегда оказываются заинтересованными в дальнейшем
развитии уже освоенной и эксплуатируемой, привычной для них сис­
темы, правда, экономически уже не эффективной. Оказывается,
инерция интересов сильнее экономических факторов. Люди вынуж­
дены нарушать экологические нормы, допускать из-за применения
устаревшей техники большее загрязнение атмосферы, разрушение и
излишнюю эксплуатацию внешней среды. То есть экономичность
старой системы или ее прибыльность достигается за счет разруше­
ния экологии. Примером может служить интенсивный выпуск в на­
шей стране автомобилей без катализаторов — дожигателей выхлоп­
ных газов или интенсивное строительство большегрузных нефтеперевозных танкеров, аварии на которых приносят непоправимый
ущерб внешней среде. И неуклонно растет опасность суперкатаст­
роф. Производители, судовладельцы и автовладельцы, эксплуатаци­
онники, заказчики автомобилей и супертанкеров утверждают, что им
сегодня это выгодно, а остальное не так важно. Получение большей
и быстрой прибыли при условии причинения вреда внешней среде
является, к сожалению, сегодня доминирующим в капиталистичес­
ком мире. Очевидно, что когда развитие автомобиля дойдет до физи­
ческого предела, тогда автомобиль (как систему) сменит новая надсистема «послеавтомобиль». Сегодня автомобиль с двигателем внут­
реннего сгорания еще будет развиваться, хотя пользование им и за­
грязняет атмосферу, потому что у него еще имеется запас по разви­
тию.
197

Очевидно, что ядерная энергетика только тогда будет иметь буду­
щее в качестве одной из основных энергетических составляющих
XXI века, когда будет отвечать все возрастающим требованиям в об­
ласти безопасности.
Атомные электростанции относятся к категории таких объектов и
технологий, где цена ошибки человека особенно высока, на каком бы
этапе она ни была совершена: в период проектирования, при выпол­
нении строительных работ, при вводе в эксплуатацию, на этапе осво­
ения мощностей, в период эксплуатации при управлении энергобло­
ками, при выводе их из эксплуатации.
В связи с продолжительностью и масштабностью процессов жиз­
ни электростанции, оказались очень жесткими требования и к опера­
торам, и к обществу в целом; операторы должны иметь развитое
чувство долга, ответственности и отвечать высоким стандартам пси­
хологических профессионально важных личностных качеств, а об­
щество, со своей стороны, обязано создать такие условия труда для
операторов, в которых не были бы запрограммированы их ошибки.
В условиях социально-экономической и политической нестабиль­
ности эти взаимные обязательства становятся трудноисполнимыми, а
значит, риск аварийных состояний увеличивается.
Дело в том, что на надежность действий человека при управлении
техникой оказывают влияние внутренние, в том числе психологичес­
кие, и внешние факторы. К внутренним факторам относим состояние
здоровья, уровень работоспособности, состояние мышления, внима­
ния, памяти и психоэмоциональную напряженность, к внешним —
социально-психологические характеристики смены (группы), в кото­
рой работает оператор; технико-технологические эргономические ха­
рактеристики рабочего места и инженерно-психологические характе­
ристики информационного обеспечения операторов; социально-эко­
номические условия жизнедеятельности.
8.4. ДОСТАТОЧНА ЛИ БЕЗОПАСНОСТЬ
(ИЛИ МИНИМИЗИРОВАН ЛИ РИСК)

По своему содержанию культура безопасности включает в себя
два общих компонента: первый из них представляет собой необходи­
мые рабочие условия в организации и относится к ответственности
управляющей иерархии, вторая составляющая — позиция персонала
на всех уровнях, являющаяся реакцией на эти условия и вытекающая
из них.
Как показывает опыт, первая составляющая, отражающая пози­
цию руководства АЭС, является решающей для формирования куль­
туры безопасности.
198

Проблемы совершенствования культуры безопасности могут быть
решены, если известны ответы на вопросы:
1. Есть ли критерии обеспечения культуры безопасности?
2. Есть ли принципы обеспечения культуры безопасности?
3. Как реализованы и реализуются ли эти критерии и принципы и
какими ресурсами и возможностями необходимо обладать для реше­
ния проблем?
4. Какой должна быть практика выявления дефицитов культуры
безопасности, внедрения корректирующих мер и как она реализует­
ся?
Наличие культуры безопасности означает адекватное отношение
всех участников создания АЭС к проблеме безопасности в соответс­
твии с ее значимостью для существования АЭС вообще. Таким обра­
зом, культура безопасности есть поведенческая категория.
Формирование культуры безопасности означает воспитание у
каждого человека, имеющего отношение к атомной энергетике, тако­
го состояния, при котором он окажется просто неспособным сделать
какой-либо шаг в ущерб безопасности, даже если вероятность реали­
зации опасности чрезвычайно мала.
Из этого следует, что культура безопасности обладает еще одной
особенностью: она проявляется (или должна проявиться) на всех пя­
ти уровнях глубокоэшелонированной защиты, повышая эффектив­
ность регламентных мероприятий и усиливая действие физических
барьеров, препятствующих выходу радиоактивных материалов из
объемов, для них предназначенных.
Несмотря на то, что ядерная энергетика от момента своего рожде­
ния развивалась с оглядкой на таящиеся внутри вещества мощные
ядерные силы и предпринимала соответствующие научные и инже­
нерные усилия, чтобы не вызывать обеспокоенности у обществен­
ности, некая озабоченность сосуществованием с ядерной энергети­
кой у людей сохраняется. Это обстоятельство является, можно ска­
зать, ментальной базой существования и развития культуры безопас­
ности. Удачный пример соотношения озабоченности риском и прак­
тической его приемлемости людьми приведен в докладе на одной из
конференций по атомной энергетике Хельдио Перейра Вальяром из
регионального центра ядерной физики (Бразилия).
«Давным-давно, когда эта идея (безоговорочного доверия новым
разработкам)* еще не была полностью оформлена, признание новых
идей требовало времени. Хорошим примером скачкообразного при­
знания опасного изделия является самолет. Будучи вначале очень
опасным занятием, являющимся почти исключительно времяпрепро* Пояснение автора

199

вождением сорвиголов и каскадеров, полет в настоящее время пред­
ставляет собой удобный, приятный и безопасный способ передвиже­
ния. Хотя он не имеет по сравнению с другими способами передви­
жения возможность промежуточной остановки, полет считается бо­
лее безопасным, чем любая измерительная линейка. Даже начинаю­
щие летчики теперь входят в реактивные самолеты с полной уверен­
ностью, что ничего страшного не случится.
Интересным аспектом этого общественного доверия к воздушно­
му путешествию является то, что оно не подогревалось никакими
особыми усилиями авиакомпаний или изготовителей самолетов, что­
бы подчеркнуть безопасность полетов. Правда, от бригад бортпро­
водников международными правилами требуется перед взлетом про­
демонстрировать технику безопасности, но очень немногие пассажи­
ры действительно обратят на это внимание. Но как показал синдром
11 сентября, страх перед полетом является реальным. Усердный биз­
несмен мог бы хорошо уладить эту проблему, делая акцент на безо­
пасность. Его самолеты были бы безупречно чисты, и пассажирам
показывали бы отчеты о результатах технического обслуживания,
подтверждающие, что заменяемые детали обычно замещаются на­
много раньше, чем это требуется технически. При ожидании взлета
пассажиры смотрели бы видеофильм, в котором бы объяснялось, как
произошли последние воздушные аварии, и заверялось, что это ни­
когда не может случиться с самолетами этой компании. Наконец,
чтобы снять любые остающиеся опасения, каждый пассажир был бы
обеспечен, на всякий случай, парашютом.
Нетрудно предсказать будущее такой компании (и даже всей ави­
ационной промышленности, если такая компания когда-либо появит­
ся): столкнувшись с таким акцентом на безопасность, потенциаль­
ные клиенты были бы, конечно, полностью напуганы, потому что
они раньше не представляли реальной опасности воздушного путе­
шествия. Рьяный предприниматель перешел порог, отделяющий «до­
статочную безопасность» от «слишком большой безопасности». Че­
ловек всегда жил со страхами и старался минимизировать их, осо­
бенно при вводе новых технологий. Чем более опасно предприятие,
тем более сильный интерес проявляется к безопасности, для того
чтобы затронуть правовые требования и, главным образом, гаранти­
ровать одобрение общественности. Но, кажется, этому наступит пре­
дел, и возможное представление одобрения общественности чего-ли­
бо опасного показано на рис. 8.3. Представлены прямые взаимоотно­
шения между риском и озабоченностью безопасностью, если эта оза­
боченность пересекает некоторый порог, риск оценивается как слиш­
ком высокий, чтобы быть приемлемым. Похоже, что ядерный сектор
уже пересек этот порог».
200

Публичная
приемлемость
А

«Культура — прежде всего
понятие коллективное. Отде­
льный человек может быть но­
сителем культуры, может ак­
тивно участвовать в ее разви­
тии. Тем не менее по своей
природе культура, как и язык,
— явление общественное, то
есть социальное». Для обще­
ства «культура» означает то
же
озабоченность
> ч т о Д л я отдельного человебезопасностью

Рис. 8.3. Как общественность воспринимает действительно рискованные изменения в отношении безопасности

ка

паМЯТЬ.

Следовательно,

культура

и м е е т ДВОЯКую П р и р о д у — КОММуНИКаЦИОННуЮ И С и м в о л и ч е с ­
кую.

Культура человечества насчитывает тысячелетия, она не теряется
в веках потому, что в ней сохраняется предшествовавший опыт. Та­
ким образом, культуру можно воспринимать как «негенетическую»
память человечества.
8.5. КУЛЬТУРА БЕЗОПАСНОСТИ НА ЗАРУБЕЖНЫХ АЭС
Все страны мира можно разделить на три группы: страны, эксплу­
атирующие АЭС много лет; страны, только вступившие или вступа­
ющие в клуб обладателей мирной атомной энергетикой; и страны,
которые только приобретают опыт общения с ядерной энергией как с
источником тепла или излучения для нужд национального хозяйства.
Ф р а н ц и я . Франция — лидер по выработке электроэнергии на
АЭС. Подчеркивается важность открытого обсуждения внутренних
проблем на АЭС: подчиненность отдельных звеньев организацион­
ной структуры как составляющих полной управляющей цепи. Цель
такого подхода — достигать коллективного понимания тактических
и стратегических задач в постоянно изменяющихся обстоятельствах
в процессе эксплуатации оборудования станции. Это сокращает по­
тери времени на бесплодные дискуссии по рабочим вопросам, лик­
видирует поводы для возникновения инцидентов и т.п.
Каждый трудовой коллектив в своем развитии проходил периоды,
когда он был нацелен то на «качество работы», то на «повышение
эффективности работы». Эти периоды с точки зрения современного
состояния борьбы за «культуру безопасности» могут рассматривать­
ся, как «история успеха», имея в виду, что истинная культура безо­
пасности вырастает из прошлого как интеграл от суммы прошлых
успехов и культуры безопасности.
201

При сопоставлении профессионализма оперативного персонала
АЭС и ее администрации всегда пальма первенства остается за пер­
соналом. Поэтому самым разумным решением во взаимоотношении
администрации и персонала является такая диспозиция: администра­
ция непосредственно участвует в процессе эксплуатации, этот опыт
анализирует, выделяет из него позитив и негатив и на этом опыте
учит персонал, что обеспечивает доступность материала, понятность
выводов и внутреннее желание у персонала воплотить полученное
знание в жизнь.
Для обеспечения безопасности на АЭС немаловажное значение
имеют налаженные внешние связи с подрядчиками, поставщиками
оборудования и приборов, со смежными предприятиями и атомными
станциями, расположенными в ближайшей округе.
Особое внимание уделяется тем мероприятиям, которые иниции­
руются и разрабатываются на АЭС. В их обеспечение проводится
глубокий и всесторонний профессиональный анализ мероприятия.
Ответственным администратором этого мероприятия называют луч­
шего профессионала в данной области, при этом не имеет значения
занимаемая им должность. Для проведения мероприятия создается
временная рабочая группа инженеров, отличающихся высокой про­
фессиональной компетенцией.
Поступательное развитие принципов культуры безопасности про­
исходит в соответствии со стратегическим планом, составленным на
несколько лет. Этот план существует и в национальном, и в локаль­
ном масштабе. Для управления АЭС такой план составляет его руко­
водство, и он является эталонным для руководства АЭС и для ее пер­
сонала по проблемам культуры безопасности.
На каждой АЭС выпущена книга «Руководство по безопасности»,
которая служит для того, чтобы каждый сотрудник мог убедиться,
что распоряжения администрации соответствуют требованиям обес­
печения безопасности на каждом иерархическом уровне, включая на­
инизший.
С 1982 г. проводятся регулярные встречи членов руководства
АЭС, ответственных за безопасность, с группой сотрудников, входя­
щих в актив по культуре безопасности, куда входят операторы, руко­
водители, имеющие отношение к состоянию и эксплуатации обору­
дования. Это составляет примерно 20 человек на каждой встрече. На
встречах обсуждаются ежегодные отчеты по культуре безопасности.
Для всего персонала АЭС дается развернутая информация об итогах
обсуждения отчета, чтобы показать, что все действия персонала, ко­
торые имеют отношение к культуре безопасности, находят свое отра­
жение в отчете.
202

При обсуждении вопросов, связанных с культурой безопасности,
акцент делается не на инженерных вопросах, а скорее, на гуманитар­
ных: говорят о поведении участников производственного процесса,
об их отношении к безопасности и друг к другу при реализации ра­
бочего процесса для обеспечения безопасности, а также об отноше­
нии к руководству и к коллективным интересам организации.
Культура безопасности предполагает децентрализацию власти в
области безопасности, усиливая роль личности в ее обеспечении, т.е.
демократизацию безопасности. Это одновременно означает, что воз­
никает необходимость проведения локальных внутренних проверок
и контроля работ по повышению безопасности во всех ее аспектах.
Следует отметить, что молодые работники более готовы к воспри­
ятию культуры безопасности, но не весь персонал. Поэтому следует
учитывать этот аспект в работе с людьми, всячески акцентируя вни­
мание на важности культуры безопасности (но не на необходимости).
Чрезвычайно трудно оценить материальные эффекты наличия куль­
туры безопасности в работе АЭС. Наблюдается различимая связь,
тем не менее, между совершенствованием эксплуатации и степенью
важности, которую придает эксплуатационный персонал вопросам
безопасности. Инженеры отдела безопасности АЭС все чаще стали
консультироваться с операторами. Достигнуто общее понимание, ибо
общие усилия должны быть сосредоточены на лучшем обнаружении
событий в ходе эксплуатации оборудования, для чего надо добиться
максимальной прозрачности внутренних и внешних событий. Для
этого с 1994 г. начали проводить еженедельные встречи для текущего
контроля хода работ, где представлены все категории работающих и
открыто обсуждаются все текущие вопросы безопасности с инжене­
рами отдела безопасности АЭС.
Великобритания. Собственно Британия представляет собой ост­
ровное государство, расположенное на ограниченной площади. На
этой площади размещено 35 энергоблоков АЭС.
Учитывая достаточно высокую плотность населения, в этом госу­
дарстве придается большое значение безопасности АЭС. Этому слу­
жит Ее величество Служба инспектирования ядерных установок, ко­
торая считает своим долгом способствовать созданию эффективного
процесса управления предприятиями ядерной индустрии, куда ос­
новной частью входит управление системой безопасности. Базой для
этой работы служат доклад консультативного комитета по безопас­
ности ядерных установок «Организация безопасности», отчет МА­
ГАТЭ NUSSAG «Безопасность ядерных установок» и «Культура бе­
зопасности» (отчет МАГАТЭ INSAG).
Длительная и планомерная работа по повышению культуры безо­
пасности АЭС дала свои плоды. Начиная примерно с 1991 г., на АЭС
203

работало много рабочих групп по разным направлениям деятельнос­
ти станции. Например, в области безопасности проходило примерно
две сотни рабочих встреч в год, что заметно оказало воздействие на
работников АЭС. Отсюда общепризнанно, что наиболее сильно на
формирование позитивного поведения индивидуума по отношению к
безопасности влияет демонстрация в организации, где работает ин­
дивидуум, повышенного внимания к охране труда и культуре безо­
пасности.
В Великобритании разработана и в последнее время широко ис­
пользуется на АЭС фирмы Bretish Energy Международная Система
Рейтинга Безопасности (МСРБ), которая является беспристрастной
системой аудита и может быть использована для систематического
повышения уровня управления безопасностью, а также здравоохра­
нения. Аудиты МСРБ проводятся с использованием объективной
системы подсчета баллов, которая оценивает введенные в действие
процессы и насколько систематично и полномасштабно они были
внедрены.
Эти результаты используют для оценки текущего положения и
выявления ключевых проблемных областей. МСРБ является модулем
программы здравоохранения и безопасности и состоит из 20 элемен­
тов.
Каждый элемент делится на несколько подэлементов, которые
объединяют международный передовой опыт. Например, элемент 5
подразделяется на 6 подэлементов, каждый из которых оценивается
определенным количеством баллов.
Возможное количество баллов:
1) система расследования аварии/происшествия — 250;
2) участие руководства производством — 45;
3) основные и наиболее вероятные аварии/происшествия — 70;
4) корректирующие меры и последующие действия — 120;
5) отчеты по происшествиям (околоаварийным ситуациям) и их
расследование — 60;
6) техобслуживание по результатам отчетов по происшествию — 60.
Общее возможное количество баллов — 605.
Внутренняя структура МСРБ представлена на примере связи меж­
ду элементами. Система учитывает, что проблемы и происшествия,
ведущие к материальному ущербу, нередко (если не всегда) являются
результатом не одной лишь причины. Поэтому МСРБ была разрабо­
тана как интегрированная программа, включающая модель причин­
ности ущерба, состоящую из пяти последовательных этапов анализа:
1) недостаток контроля; 2) основные причины; 3) непосредственные
причины; 4) событие; 5) потери (ущерб).
204

МСРБ исследует качество контроля до события (в том числе и пе­
ред событием), во время события и после него, а также контроль ра­
боты руководства.
Очевидно, что многоуровневый контроль работы персонала АЭС
и ее руководства с объективной оценкой в баллах, о чем персонал
постоянно информируется, не может не дать положительных резуль­
татов.
Япония. В Японии утвердился следующий подход к проблеме
культуры безопасности:
1) проводится предварительное (по литературе) исследование ха­
рактеристик поведения и менталитетов, преобладающих в предпола­
гаемом районе размещения АЭС в послевоенной Японии; 2) прово­
дится анализ фактической ситуации по безопасности на АЭС Японии
по сравнению с другими АЭС мира; 3) на действующей станции про­
водится анкетирование руководителей и работников АЭС по безопас­
ности и другим вопросам организации эксплуатации; 4) по результа­
там анкетирования выпускается аналитический обзор, который пуб­
ликуется для общего ознакомления.
Примерный перечень вопросов для анкетирования:
1. Каковы ресурсы для повышения безопасности и надежности
АЭС?
2. Каков стиль управления в ядерной энергетике и на данной
АЭС?
3. Какими качествами должен обладать член коллектива АЭС (или
части ее, например, рабочей группы), чтобы успешно выполнять
свою работу?
4. Какие мероприятия, которые можно отнести к культуре управ­
ления, способствуют повышению безопасности ядерной энергетики?
Для повышения безопасности разработаны специальные эксплуа­
тационные программы. Особенностью японской атомной энергетики
является то, что она создается и эксплуатируется в творческом союзе
проектантов оборудования и систем АЭС, изготовителей и монтаж­
ников оборудования для них. Импульсом для повышения требований
по безопасности АЭС послужили аварии на АЭС ТМА-1 и Tsuruga
(Япония 1981 г.).
На АЭС Японии обязательно проводятся периодические проверки
состояния оборудования, даже если это проходит с ущербом для вы­
работки электроэнергии. Поэтому коэффициент загрузки на них
меньше, чем на других АЭС. Так, в сравнении с США на АЭС Япо­
нии неплановые остановы АЭС происходят более продолжительно,
так как их не эксплуатируют, пока окончательно не будет ясна при­
чина, вызвавшая неплановый останов. Однако неплановые остановы
в Японии происходят реже, чем в США, что можно объяснить высо205

ким качеством проектов и изготовления оборудования вместе с пери­
одическим неспешным профилактическим его обслуживанием. С од­
ной стороны, это эффективно, а с другой — это необходимо для
обеспечения социальной и политической приемлемости АЭС в Япо­
нии.
Руководящие принципы японской ядерной энергетики:
- объединение усилий всех звеньев в ядерной энергетике;
- укрепление позиций каждой организации путем определения
позиций каждой действующей единицы в общей связке;
- сначала безопасность, а затем долгосрочная позиция в энергети­
ке.
Культура безопасности — не первичная цель, но мера безопаснос­
ти: насколько безопасна, достаточно ли безопасна. Система управле­
ния должна подстраиваться под этот вопрос, но с учетом японской
специфики: 1) приоритет группы перед приоритетом личности; 2)
неоднозначность против окончательного вывода; 3) существование
семейных установок (достаточно твердых); 4) склонность к чрезмер­
ному порядку; 5) склонность к приобретению вещей; 6) уважение к
мастерству как к таковому.
Китай. Находясь в социальном обществе, культура предприятия,
конечно, находится под влиянием этого общества. Культура безопас­
ности ядерных объектов является сердцевиной культуры предпри­
ятия. Как формальное выражение, по определению МАГАТЭ, культу­
ра безопасности фактически брала начало из обобщенного опыта за­
падной ядерной промышленности, особенно после имеющих миро­
вое значение аварий на атомных электростанциях Three Miles Island
и Чернобыльской. Исходя из географической теории культуры, су­
ществует проблема, внутри которой скрыто противоречие: с одной
стороны, ядерная энергетика, откровенно говоря, сравнительно мо­
лодая, только развивающаяся промышленность в Китае, а с другой
стороны, Китай обладает непрерывной историей традиционной куль­
туры в течение более пяти тысяч лет. Другими словами, войдут ли
новые и иностранные ценности в противоречие или будут творчески
усвоены нашим традиционным мышлением — важный вопрос, на
который нужно отвечать в любой программе развития культуры бе­
зопасности.
После того, как атомная электростанция Guangdong под контро­
лем Атомной энергетической корпорации Guangdong была введена в
промышленную эксплуатацию в 1994 г., она непрерывно прилагала
усилия к тому, чтобы развивать культуру безопасности с китайской
спецификой. Как показывает отличная работа атомной электростан­
ции, все эти усилия уже сторицей оплачены. Кроме того, данная
практика была успешно применена и далее новаторски развита в
206

строительстве и подготовке к эксплуатации атомной электростанции
Ling ао второго проекта Атомной энергетической корпорации
Guangdong в Dava Bav.
Что такое культура? Это очень трудно определить особенно в та­
ких понятиях, которые позволяют не философам, а инженерам и ме­
ханикам понять это так же ясно, как концепцию физики или методи­
ку регулировки машины.
С точки зрения китайской традиционной философии, которая,
скорее, является набором идей как-нам-следует-жить, чем любым ви­
дом логической модели, культура являет собой противоположность
концепции Природы. Более 2500 лет назад Конфуций, великий ки­
тайский философ, сказал: «Когда естественная субстанция превали­
рует над культурой, Вы получаете деревенскую невоспитанность.
Когда культура превалирует над естественной субстанцией, Вы полу­
чаете педантизм клерка. Только когда культура и субстанция долж­
ным образом смешаны, Вы получаете истинного джентльмена».
Какими бы ни были определения, некоторые характеристики мо­
гут быть получены, а понимание этих характеристик, конечно, важно
для развития культуры безопасности.
Во-первых, культура не имеет биологической природы, и таким
образом не является выходом для инстинктов, но результатом обуче­
ния, понимания и гармоничного проживания с природой. Эта харак­
теристика означает, что созидательная и инновационная способность
человека является ключом к успеху развития культуры.
Во-вторых, развитие обозначенной культуры является, по сущест­
ву, обучением и подготовкой людей в «истинных джентльменов»,
или, в наших выражениях, в квалифицированный персонал предпри­
ятия.
В-третьих, культура не приписывается никакому конкретному от­
дельному лицу, но группе, корпорации, сообществу и нации, и таким
образом культура имеет социальную природу. Эта характеристика ве­
дет нас к убеждению в том, что до тех пор, пока концепции и цен­
ности не будут признаны, приняты и осуществлены большинством
персонала нашей корпорации или предприятия, нам нечем гордиться.
Четвертой характеристикой культуры является тот факт, что тре­
буется постепенный длительный процесс, чтобы превратиться в че­
ловека. Для национальной культуры требуются годы, поскольку без
такого длинного и постепенного процесса невозможно иметь доста­
точные запасы знаний, веры, искусства, нравственных критериев и
т.д. В конечном счете определения культуры выявляют значимость
проблемы, то есть развитие культуры безопасности является страте­
гической проблемой величайшей важности.
207

На процессе интеграции техники и человеческого фактора опыт
продемонстрировал, что наиболее трудным, так же, как наиболее
важным, является содействие честности персонала, изменению его
мышления и поведения в отношении безопасности электростанции.
Согласно традиционным допущениям о людях, предполагается, что
большинство персонала хочет хорошо выполнять свою работу и что
мотивация людей основана на их потребностях, проверенных и рег­
ламентированных правилами, но по существу они мотивированы ду­
шевной силой, которую лелеют в своих сердцах. Принимая во вни­
мание это допущение, развитие корпоративной культуры требует
максимальных усилий для стимулирования потребностей персонала,
упрощения правил и усиления их душевной силы. Процесс развития
культуры, как говорилось ранее, является длительным, постепенным
и непрерывным процессом. Что касается корпорации, то для высше­
го руководства совсем не просто выступать с программными речами
и повторять их на различных встречах.
Требуются систематические практические действия, начинаю­
щиеся с ежедневной работы каждого отдельного служащего.
Среди всех элементов совершенствования душевных сил наибо­
лее важным является честность отдельных лиц. Эта честность озна­
чает искренность в отношении к безопасности так же, как к чьей-ли­
бо совести, поскольку в китайской традиционной системе ценностей
честность имеет приоритетное значение, без которого «ничто не мо­
жет быть достигнуто с достоинством, и стоять долго». Именно поэ­
тому древние философы делали большой акцент на том, что мы се­
годня называем самооценкой. Конфуций сказал: «Истинный джент­
льмен проводит самооценку три раза в сутки», и «Без усовершенс­
твования никто не сможет прокормить семью, не говоря уже об уп­
равлении государством».
Менеджеры корпорации, конечно, играют решающую роль в про­
цессе развития культуры. Их личная честность, обязательства в отно­
шении к ценностям, а также действия по реализации своих концеп­
ций и т.д. — все это делает их маяком для персонала, который сле­
дует за ними. Как говорил Конфуций, «тот, кто управляет с помощью
душевной силы, подобен Полярной звезде, которая остается на своем
месте, в то время как все меньшие звезды отдают ей дань уважения».
Менеджеры должны быть конструкторами, а также и тренерами.
Мало того, что они, как полагается, направляют и управляют, но от
них также ждут, что они тщательно спланируют и лично покажут
или объяснят, как должна быть сделана работа и, конечно, когда ра­
бота будет успешно завершена, они отойдут на задний план, давая
возможность своему персоналу почувствовать гордость за выполнен­
ную работу.
208

Глава 9. ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА
АТОМНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

9.1. ТРУБОПРОВОДЫ

Соединение основного и вспомогательного оборудования элек­
тростанции в определенной технологической последовательности
осуществляется с помощью трубопроводов. Трубопроводы служат
для транспортировки теплоносителя, рабочего тела, топлива, масла,
воздуха и т.д. Заданный эксплуатационный режим работы электро­
станции реализуется с помощью арматуры.
В системе трубопроводов электростанции различают главные
и вспомогательные трубопроводы.
К главным трубопроводам относятся те, которые являются со­
ставной частью основной технологической схемы электростанции:
основного потока теплоносителя в реакторном контуре, основного
потока конденсата и питательной воды, острого пара (пара из паро­
перегревателя) и пара промежуточного перегрева.
Система главных и питательных трубопроводов 2-го контура (вы­
сокого давления) включает в себя паропровод и коллектор острого
пара, коллектор питательной воды, подводящие паропроводы турби­
ны, подводящие трубопроводы питательной воды парогенераторов,
предохранительные и отсечные клапаны парогенераторов, БРУ сбро­
са пара в атмосферу, БРУ станционных нужд, БРУ сброса пара
в конденсатор.
Основной функцией системы главных и питательных трубопрово­
дов является транспортировка потоков пара и воды в номинальном и
аварийном режимах.
Вспомогательные трубопроводы обеспечивают надежную работу
всего оборудования электростанции в стационарных и переходных
режимах. К вспомогательным относятся трубопроводы сливные,
подпиточной воды, дренажные и т.п.
Система паропроводов низкого давления включает в себя станци­
онный коллектор собственных нужд, БРУ резерва коллектора собст­
венных нужд, трубопроводы и редукционные установки подачи пара
к потребителям с необходимой арматурой. Основной функцией сис­
темы паропроводов низкого давления является обеспечение паром
всех потребителей как при работающем, так и при остановленном,
блоках.
Сетевая отопительная установка включает в себя основной и пи­
ковый бойлеры и охладитель дренажа бойлеров, которые устанавли209

ваются с каждой турбиной, а также сетевые насосы. Основной функ­
цией бойлерной установки является обеспечение теплотой нужд
отопления, вентиляции и горячего водоснабжения зданий и сооруже­
ний блока, жилпоселка и промплощадки.
Надежность и экономичность работы электростанции в значи­
тельной степени зависят от надежной работы системы трубопрово­
дов. Суммарная доля трубопроводов составляет примерно 10% об­
щей доли тепломеханического оборудования. Стоимость трубопро­
водов составляет примерно 15 % стоимости оборудования электро­
станции; столько же трудозатрат требуется для их монтажа.
Оборудование и трубопроводы подразделяются на группы А, В
и С в зависимости от степени влияния системы, составной частью
которой они являются, на безопасность АЭС и входят в классы 1, 2
иЗ [18].
В группу А, относящуюся к 1-му классу безопасности, входит
оборудование и трубопроводы, разрушение которых является исход­
ным событием, приводящим к превышению установленных для про­
ектных аварий пределов повреждения тепловыделяющих элементов,
а также корпуса реактора при проектном функционировании систе­
мы безопасности.
В группу В, относящуюся к 2-му классу безопасности, входит
оборудование и трубопроводы, разрушение которых приводит к не­
устранимой штатными запорными органами утечке теплоносителя,
обеспечивающего охлаждение активной зоны реактора, и (или) тре­
бует введения в действие систем безопасности.
В группу С, относящуюся к 3-му классу безопасности, входят:
1) не вошедшее в группу А и В оборудование и трубопроводы,
разрушение которых приводит к утечке теплоносителя, обеспечи­
вающего охлаждение активной зоны реактора;
2) оборудование и трубопроводы, разрушение которых приводит
к выходу из строя одной из систем безопасности или одного из ее ка­
налов;
3) оборудование и трубопроводы, разрушение которых приводит
к выходу высоко- или среднеактивных сред (по определению «Сани­
тарных правил проектирования и эксплуатации атомных
станций» — СПАЭС).
Примеры типовых перечней систем с указанием групп входящего
в системы оборудования и трубопроводов приведены ниже.
Подразделение арматуры трубопроводов по группам должно со­
ответствовать требованиям нормативно-технического документа
«Арматура для оборудования и трубопроводов АЭС. Общие техни­
ческие требования. ОТТ-87».
210

Конкретная номенклатура оборудования и трубопроводов с ука­
занием их принадлежности к группам А, В и С и отнесение их
к классам безопасности по «Классификации» устанавливается Гене­
ральным проектировщиком (Главным конструктором) для каждого
блока АЭС, каждой реакторной установки и согласовывается с Гос­
атомнадзором РФ в составе «Технического обоснования безопасно­
сти сооружения и эксплуатации АЭС» на стадии технического про­
екта реакторной установки и проекта АЭС.
Примеры отнесения оборудования и трубопроводов к группам
А, В и С для АЭС с реакторами В В ЭР.
1. Группа А — корпус реактора.
2. Группа В — оборудование и трубопроводы следующих систем:
2.1. Главный циркуляционный контур, включая главные циркуля­
ционные насосы, компенсатор давления, парогенератор, трубопрово­
ды.
2.2. Система управления и защиты реактора.
2.3. Система компенсации давления теплоносителя реактора,
включая систему разгрузки.
2.4. Система борного регулирования реактора.
2.5. Система спецводоочистки, работающая под полным давле­
нием ГЦК, расположенная в герметичной оболочке.
2.6. Система аварийной подачи питательной воды в парогене­
ратор.
2.7. Система аварийного охлаждения активной зоны реактора
высокого давления.
2.8. Система аварийного охлаждения активной зоны реактора
низкого давления.
2.9. Паропроводы от парогенераторов до запорных и предохра­
нительных клапанов парогенератора, устанавливаемых на паропро­
воды (включая эти клапаны).
2.10. Система питательной воды от парогенератора до первой за­
порной арматуры (включая ее) после клапана, регулирующего уро­
вень в парогенераторе.
2.11. Система питательной воды деаэратора до первой запорной
арматуры перед регулятором уровня в парогенераторе.
3. Группа С— оборудование и трубопроводы следующих систем:
3.1. Система деаэрации питательной воды.
3.2. Системы расхолаживания байпасной очистки, непосредст­
венно не подключенные к ГЦК.
3.3. Системы конденсации пара от предохранительных и защит­
ных устройств.
211

3.4. Системы подпитки и продувки ГЦК (регенеративные тепло­
обменники, доохладители продувки и подпитки, подпиточные насос­
ные агрегаты).
3.5. Системы конденсатного тракта.
3.6. Системы воздушников ГЦК.
3.7. Системы разгрузки и газоудаления из ГЦК.
3.8. Системы сброса пара из 2-го контура (БРУ-А, БРУ-К, БРУ-СН)
3.9. Паропроводы от запорных клапанов (п. 2.9) до стопорных
клапанов турбин включительно.
3.10. Система сепараторов-перегревателей (СПП).
3.11. Системы спецводоочисток для переработки средне- и высо­
коактивных жидких отходов (за исключением указанной в п. 2.5).
Трубопроводы реакторного контура изготовляются из сталей вы­
сокой коррозионной стойкости аустенитного класса типа хромоникелевой 08Х18Н10Т, 08Х19Н10Г2Б или из сталей перлитного класса с
покрытием внутренней поверхности указанной выше сталью (мето­
дом плакировки или наплавки). Если позволяют параметры водного
теплоносителя, эти трубопроводы могут быть изготовлены
из перлитных сталей. Применение нержавеющих сталей или покры­
тий обусловлено необходимостью поддержания низких концентра­
ций продуктов коррозии в реакторной воде для предотвращения об­
разования оксидных отложений в активной зоне реактора и, в част­
ности, на твэлах. Однако использование нержавеющих сталей повы­
шает капитальные затраты на строительство АЭС и усложняет ее
эксплуатацию (повышенная активация оборудования, склонность
к коррозионному растрескиванию и др.)
Выбор конструкционного материала трубопроводов осуществля­
ется проектно-конструкторским предприятием. При этом учитыва­
ются технологические условия его работы, механические нагрузки,
проектный срок службы, свойства транспортируемой среды и др.
Кроме того, при выборе конструкционных материалов принимаются
во внимание их технологичность, свариваемость и способность га­
рантированно обеспечить расчетный эксплуатационный ресурс ра­
боты. Допущенными к применению на АЭС являются материалы,
приведенные в [19]. К таким материалам относятся углеродистые
стали, высокохромистые стали, коррозионно-стойкие стали аусте­
нитного класса.
Надежность металла трубопровода главного
циркуляционного
контура ВВЭР определяет общую безопасность АЭС, так как при
разрыве этого трубопровода (максимальная проектная авария) и дву­
стороннем истечении основной массы теплоносителя в помещения
АЭС создается угроза перегрева оболочек твэлов (вследствие пре­
кращения организованного теплоотвода) вплоть до потери ими плот212

ности и выхода топлива. Мероприятия по обеспечению безопасно­
сти предусматривают предотвращение такого разрыва и локализа­
цию аварии в случае разрыва. Из этих соображений на ВВЭР коли­
чество вспомогательных трубопроводов, подключенных к реактор­
ному контуру или корпусу реактора, ограничено необходимым ми­
нимумом, а все трубопроводы диаметром больше 50 мм, подключен­
ные к 1-му контуру, оборудованы сужающими устройствами (типа
трубок Вентури), которые уменьшают истечение теплоносителя
в случае разрыва трубопроводов.
В табл. 9.1 для примера приведены характеристики главных тру­
бопроводов АЭС с реактором ВВЭР-1000.
Как видно из таблицы, относительно низкие параметры острого
пара на АЭС с водным теплоносителем и турбинами насыщенного
пара позволяют использовать для изготовления главных паропрово­
дов углеродистые и перлитные стали. Параметры теплоносителя на
этих АЭС также невысоки, однако из соображений коррозионной
стойкости для изготовления главных циркуляционных трубопрово­
дов применяют стали аустенитного класса или перлитные стали с аустенитной наплавкой.
Диаметр трубопровода главного циркуляционного контура на
АЭС определяется на основе технико-экономических и инженерных
расчетов. При заданной тепловой мощности петли диаметр трубо­
провода определяется скоростью среды. Чем меньше скорость, тем
меньше гидравлическое сопротивление и затраты энергии на пере­
качку теплоносителя, но требуется трубопровод большего диаметра
и, следовательно, возрастает его стоимость.
При обосновании выбора скорости теплоносителя и диаметра
трубопровода главного реакторного контура следует учитывать и до­
полнительные факторы — эрозию конструкционных материалов,
вибрацию конструкций и т.п.
Таблица 9.1
Характеристика главных трубопроводов АЭС
Трубопровод

Наружный диаметр х
толщина стенки, мм

Материал (марка стали)

Главного циркуляционного
контура

990x70

Перлитная сталь с наплав­
кой аустенитной стали

Острого пара

630x25

16ГС

Питательной воды

530x28

15ГС
213

Табл и ца 9.2
Скорость теплоносителя в циркуляционном трубопроводе АЭС
Конструкционный мате­
риал трубопровода

Скорость
теплоносителя, м/с

Вода под давлением

Углеродистая сталь

2—4

Вода под давлением

Аустенитная сталь

8—12

Пароводяная смесь

»

10—15

Вид теплоносителя

Исходя из опыта проектирования и эксплуатации АЭС, для пред­
варительной оценки скорости теплоносителя можно использовать
данные табл. 9.2.
Номенклатура материалов, которыми пользуются для изготовле­
ния трубопроводов, регламентирована. Материалами трубопроводов
внереакторных контуров АЭС с водным теплоносителем в соответ­
ствии с их рабочими параметрами являются стали нержавеющие аустенитного класса или перлитного (углеродистые или низколегиро­
ванные). К этим трубопроводам предъявляют повышенные требова­
ния по плотности и качеству соединений, так как ремонт их связан
с дополнительными трудностями. Основной способ соединения тру­
бопроводов — сварка.
Для предварительной оценки, исходя из опыта проектирования
и эксплуатации, скорость движения среды в трубопроводах различ­
ного назначения можно предварительно принимать ориентировочно
согласно табл. 9.3.
Длина трубопроводов должна быть минимальной, так как при
этом снижаются затраты на их изготовление и монтаж (особенно
ощутимо на главных паропроводах), потери теплоты, гидравличе­
ское сопротивление, уменьшаются объемы зданий. При сокращении
длины циркуляционного трубопровода реакторного контура умень­
шаются количество теплоносителя и потенциальная опасность
(в случае разрыва трубопровода), облегчается компенсация измене­
ний объема теплоносителя.
Компактность
расположения
оборудования и снижение стоимо­
сти здания достигаются заменой
нормальных отводов (с нормализо­
ванными гибами), имеющих R0TH =
= 3,7(5,5) (рис. 9.1, а) крутоизогну­
тыми отводами, имеющих Лпт„ =
а)
б)
= 1,5(2,0) (рис. 9.1,6).
Рис. 9.1. Отводы:
На рис. 9.2 представлена схема
нормальный; 6 — крутоизогнутый
а
главных циркуляционных трубопро214

Таблица 9.3
Скорость движения среды в трубопроводах
Назначение трубопровода и среда

Скорость движения
среды, м/с

Паропроводы острого пара к турбинам:
среднего давления

60—70

промежуточного перегрева

35—50

Паропроводы:
низкого давления

40—70

насыщенного пара

20—40

пара к РОУ, БРОУ

60—90

Водяные магистрали напорные:
питательной воды
конденсата, сырой воды
всасывающие
сливные, переливные

2,5—4,0
2—3
0,6—1,5
1—2

Газо- и воздухопроводы

10—20

Масло- и мазутопроводы

1—2

Рис. 9.2. Главные циркуляционные трубопроводы, Ду 850
215

водов АЭС с реактором ВВЭР-1000, на которой указаны основные
их размеры. Температурные удлинения компенсируются перемеще­
нием ГЦН и ПГ, которые установлены на роликовых опорах.
Прокладка трубопроводов осуществляется в соответствии с пра­
вилами Госатомнадзора. Основным методом соединения элементов
трубопроводов на электростанциях является сварка. Разъемы диа­
метром более 300 мм оборудуются на АЭС сигнализаторами проте­
чек, так как неплотности недопустимы и должны быть устранены.
Качество сварных соединений контролируется визуально, ультра­
звуковой дефектоскопией, просвечиванием рентгеновским и гаммаизлучением, механическими испытаниями и металлографическим ис­
следованием металла сварного шва, гидравлическим испытанием,
а также другими методами (стилоскопированием, вихревых токов, из­
мерениями твердости, травлением, цветной дефектоскопией и т.п.).
Объем контроля определяется категорией трубопровода, его материа­
лом, методом сварки и другими характеристиками.
При проектировании электростанции большое внимание уделяет­
ся трассировке и взаимосвязи трубопроводов. Схема не должна до­
пускать повреждения трубопроводов низкого давления, если они со­
единены с трубопроводами высокого давления.
Проектирование, изготовление и монтаж трубопроводов совре­
менных АЭС на любые параметры проводятся на основе стандарти­
зованных элементов. Их типоразмеры определяются соответствую­
щими ОСТ, межведомственными и заводскими нормалями.
Трубопроводы 2-го контура двухконтурных АЭС с водным тепло­
носителем работают в настоящее время при относительно невысо­
ких параметрах. Максимальное давление насыщенного пара состав­
ляет 6,5—7,0 МПа. Однако при определенных эксплуатационных си­
туациях может развиться авария, если при проектировании в расче­
тах не будут такие ситуации рассмотрены. Так, например, если паро­
проводы спроектированы с учетом паровой среды (рабочие режимы)
и холодной водяной среды (условия гидроиспытаний), то следует
рассчитать, смогут ли они выдерживать нагрузки при определенных
потоках горячей воды, как в случае больших течей из 1-го контура
во 2-й при разрушениях коллектора парогенератора. В случае течи
из 1-го контура во 2-й, разрывы на участке до быстродействующего
отсечного устройства на главном паропроводе вне герметичной обо­
лочки реактора могут приводить к радиоактивным выбросам и
к потере теплоносителя в 1-м контуре.
Трубопроводы выполняются в соответствии с «Правилами уст­
ройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов
атомных энергетических установок» [19], а также с соблюдением
требований «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов,
216

работающих под давлением» и «Правил устройства и безопасной
эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» Гостехнадзора, с
учетом строительных норм и правил (СН и П).
Оборудование и трубопроводы, в состав которых входят изделия
(детали, сборочные единицы) разных групп, относятся к группе с бо­
лее высокими требованиями.
Границами между оборудованием и (или) трубопроводами раз­
личных групп являются запорные органы и предохранительные уст­
ройства. При этом сами органы и устройства относятся к группе
с более высокими требованиями. Границами могут являться и сопря­
гающие их сварные соединения.
В системах с насосами, питающимися от работающих под атмо­
сферным давлением емкостей (баков), границами являются запор­
ные органы на всасе насосов или (в случае их отсутствия) сварные
соединения всасывающих патрубков насоса с трубопроводами.
Категории сварных соединений устанавливаются в соответствии
с НТД «Оборудование и трубопроводы атомных энергетических ус­
тановок. Сварные соединения и наплавки. Правила контроля».
Сварные соединения на границах оборудования и (или) трубопро­
водов разных групп относятся к более высокой категории. Сварные
соединения приварки опор, подвесок, подъемных деталей, подклад­
ных листов непосредственно к оборудованию и трубопроводам, ра­
ботающим под давлением, относятся к оборудованию и трубопрово­
дам и должны иметь соответствующую категорию.
Диаметр трубопровода на электростанции выбирается на основе
технико-экономического анализа. При заданных параметрах транс­
портируемой среды, мощности блока и числе ниток трубопровода
уменьшение диаметра труб снижает его массу. Однако скорость сре­
ды возрастает, и увеличивается потеря давления. Для паропровода
острого пара, например, это означает необходимость увеличения
мощности питательного насоса, а для паропровода промежуточного
перегрева — снижение давления и недовыработку электроэнергии
в ЦНД турбины.
Горизонтальные участки паропроводов должны быть смонтирова­
ны с уклоном не менее 0,004. Все трубопроводы должны быть снаб­
жены в нижних точках устройствами для дренажа, а при необходи­
мости — воздушными клапанами в верхних точках.
Крепление трубопроводов к металлоконструкциям и строитель­
ным конструкциям зданий осуществляется с помощью опор или
подвесок, которые должны быть рассчитаны на вертикальную на­
грузку от веса трубопровода (заполненного транспортируемой сре­
дой и покрытого изоляцией), а также на усилия от температурного
расширения трубопроводов. Неподвижные опоры располагают
217

с учетом возможности самокомпенсации трубопроводов и рассчиты­
вают на максимальные усилия, которые могут возникнуть при самом
неблагоприятном сочетании нагрузок.
Различные конструкции опор и подвесок представлены на
рис. 9.3 и 9.4 (для горизонтальных и вертикальных трубопроводов,
опоры подвижные и неподвижные, подвески жесткие и пружинные).
Компенсация температурных удлинений трубопроводов может
происходить за счет перемещения подвижных опор на оборудова­
нии, к которому подключен трубопровод, гибов самого трубопрово-

Рис. 9.3. Подвески и опоры для горизонтальных трубопроводов:
а — подвеска жесткая нерегулируемая; б — подвеска жесткая регулируемая; в —
подвески пружинные; г — опора неподвижная однохомутовая; д — опора
неподвижная двуххомутовая; е — опора неподвижная приварная; ж — подвижные
опоры; з — направляющие опоры
218

а)

б)

Рис. 9.4. Подвески для вертикальных трубопроводов:
а — жесткая; б — пружинная с блоками пружин

да (самокомпенсация) или установки компенсаторов. При прогреве
паропроводов и главных циркуляционных трубопроводов необходим
строгий контроль скорости изменения температуры металла трубо­
проводов, направления и размера тепловых перемещений трубопро­
вода. Особое внимание уделяют организации тепловых удлинений
главных циркуляционных трубопроводов. В связи с этим обеспечива­
ется полная свобода их перемещения, контролируется исправность
подвижных опор главных циркуляционных насосов и ПГ, наличие за­
зоров между изоляцией трубопроводов и неподвижными конструк­
циями в узлах прохода через биологическую защиту и т.д.
Компенсатор температурных удлинений может быть образован из
труб с нормализованными гибами такого же диаметра, что и прямые
участки трубопровода. Такие компенсаторы могут быть П-образными, Q-образными или другой формы из крутоизогнутых отводов. Их
размеры стандартизованы в зависимости от диаметра трубопровода
и параметров среды.
При самокомпенсации трубопроводов следует провести расчет их
на прочность.
219

Каждый участок трубопровода, расположенный между двумя не­
подвижными опорами, должен быть рассчитан на самокомпенсацию
(внутреннюю компенсацию) перемещений, возникающих в результа­
те температурных удлинений металла трубопровода, перемещения
его опор и монтажных растягов. Эти изменения длины компенсиру­
ются гибкостью трубопровода, вызывая в нем соответствующие на­
пряжения. Содержанием расчета на самокомпенсацию трубопровода
является вычисление этих напряжений, сопоставление их с допус­
каемыми напряжениями для данного металла в соответствующих ус­
ловиях его эксплуатации и разработка на основании этого конструк­
ционных решений.
Все элементы трубопроводов, с которыми возможен контакт об­
служивающего персонала, при температуре наружной поверхности
более 45 °С должны иметь тепловую изоляцию, на наружной поверх­
ности которой температура не должна быть выше 45 °С. В местах
сварки и в точках контроля металла на ползучесть трубопроводы
первой категории должны иметь съемные участки изоляции.
Трубопроводы имеют, как правило, металлическую обшивку по­
верх изоляции (листами алюминия, оцинкованного железа или дру­
гими коррозионно-стойкими материалами), на которую наносят ус­
ловные обозначения. Условные обозначения содержат номер магист­
рали (римскими цифрами), стрелки по направлению движения сре­
ды, буквенные обозначения агрегатов и номер агрегатов (арабскими
цифрами). Кроме того наносят цветные полосы (кольца) для обозна­
чения вида транспортируемой среды (пар — красный цвет, конден­
сат — синий и т.д.)
9.2. АРМАТУРА

По назначению арматуру подразделяют на запорную, регулирую­
щую, предохранительную, контрольную, защитную и фазоразделительную.
Запорная арматура (вентили или задвижки) служит для включе­
ния или отключения трубопроводов и потока транспортируемой сре­
ды. Вентили запорные устанавливают, в основном, на вспомогатель­
ных паровых и водяных магистралях (10 < Ду < 150). Задвижки ус­
танавливают на паровых и водяных магистралях большого диаметра
(100 < Ду < 600). Во время работы запорные органы должны быть
полностью открыты или полностью закрыты. Регулирование расхода
или дросселирование давления запорными вентилями и задвижками
недопустимо.
Вентили (клапаны) сильфонные из нержавеющей стали предна­
значены для установки в обслуживаемых помещениях, под герме­
тичной оболочкой и в боксах АЭС на оборудовании и трубопрово220

дах, отнесенных или попадающих под действие «Правил устройства
и безопасной эксплуатации оборудования АЭС».
Установочное положение вентилей, в том числе и с электроприво­
дом, любое. При этом электродвигатель не должен находиться под
сервоприводом.
Конструкция вентилей (рис. 9.5) позволяет подачу рабочей среды
на золотник и под него при полном перепаде давления и выполнена с
сильфонным уплотнением по штоку.
Присоединение вентилей к оборудованию и трубопроводам про­
изводится сваркой. Размеры и форма разделки кромок патрубков
клапанов и трубопроводов, привариваемых к арматуре, указаны
в технических условиях на поставку этой арматуры.
Ручное управление производится посредством маховика, дистан­
ционное — посредством шарнирной муфты или конического редук­
тора, а также с использованием электропривода.
Прямоточные вентили имеют несколько последовательно соеди­
ненных сильфонов и применяются в тех случаях, когда необходимо
иметь корпус без застойных зон. Запорный орган состоит из золот­
ника, присоединительной муфты и шпинделя. Уплотнение сильфонное. Уплотнительные поверхности штока и седла имеют конусную
форму и выполняются из материала, обладающего достаточной
твердостью и стойкостью против эрозии и задирания.
Вентили и задвижки устанавливают на вертикальных и горизон­
тальных участках трубопроводов при любом направлении потока
среды. Указания по установке в зависимости от типа привода даются
заводом-изготовителем для арматуры каждого типа.
На рис. 9.6 представлен вентиль прямоточного типа, а на рис. 9.7
запорный вентиль с сальниковым уплотнением, выполненный из уг­
леродистой стали. Конструкция вентиля включает в себя корпус, бу­
гель, шток, который имеет наплавку на уплотнительную поверх­
ность, шпиндель и узел его соединения со штоком, резьбовую втул­
ку, узел сальникового уплотнения штока и привод. Такие вентили ус­
танавливаются на трубопроводах воды или пара. Они, так же как
и другие запорные органы, не допускают регулирования расхода ра­
бочей среды, а также дросселирования ее давления. Управление по­
ложением штока может осуществляться как вручную, так и с помо­
щью электродвигателя.
Вентили без встроенного электропривода устанавливаются на го­
ризонтальных и вертикальных участках трубопроводов с направле­
нием среды как под тарелку, так и на тарелку при любом расположе­
нии шпинделя. Вентили со встроенным электроприводом устанавли­
ваются только на горизонтальных участках трубопроводов при вер­
тикальном расположении шпинделя.
221

Захват

Фланец
Сильфон
Муфта
присоединительная
Фланец
Корпус
Муфта
присоединительная
Золотник

|;

^^шш|ш

Рис. 9.5. Вентиль запорный сильфонный, Р = 4 МПа, Ду 150

Шпиндель
Муфта
соединительная
Муфта
присоединительная
Золотник
Сильфон

Корпус
Рис. 9.6. Вентиль сильфонный прямоточный из нержавеющей стали, Р = 14 МПа,
ДУ50

Рис. 9.7. Вентиль сальниковый из углеродистой стали с ручным приводом, Р =
= 38 МПа (380 кгс/см 2 ), Ду 10—50

223

Рис. 9.8. Задвижка из нержавеющей
стали с электроприводом, Р = 20
МПа (200 кгс/см 2 ), Ду 300

Вентили располагаются в
местах, позволяющих произво­
Электропривод
дить их обслуживание и ремонт
без вырезки из трубопровода.
Присоединение к трубопроводу
выполняется сваркой.
На трубопроводах реактор­
ного контура в качестве запор­
ных устройств используются
задвижки из аустенитной не­
ржавеющей стали. Пример та­
кой задвижки представлен на
рис. 9.8.
Запорный орган задвижки
представляет собой клиновый
Сальник
затвор с двумя самоустанавли­
вающимися дисками (тарелка­
Крышка
ми) и двумя седлами, вваренны­
ми в корпус. Тарелки крепятся
в обойме с помощью двух тарелкодержателей. УплотнительШток
ные поверхности тарелок и се­
дел имеют наплавки, как и у
вентилей, из сплава аустенитного класса. Предварительную ус­
Затвор
тановку тарелок относительно
друг друга и седел позволяет
осуществлять распорный гри­
бок, который поджимается к та­
релкам пружиной. Наличие
двух тарелок
обеспечивает
Корпус
плотность закрытия проходного
сечения при любом направле­
нии потока.
При закрытом положении за­
движки вода, находящаяся в средней полости, может нагреваться по­
средством теплопередачи от горячей стороны трубопровода. Чтобы
избежать чрезмерного повышения давления воды в корпусе, задвиж­
ки оборудуются разгрузочным устройством. В сальниковом уплот224

нении имеется промежуточная полость, из которой осуществляется
вывод протечек через сальник. Осуществляется также контроль про­
течек через прокладки, уплотняющие соединение корпуса с крыш­
кой.
Аналогичную конструкцию имеют задвижки из углеродистой ста­
ли [Р = 8,6 МПа (86 кгс/см2), Ду 150], которые предназначены для
установки на трубопроводы 2-го контура в качестве запорного орга­
на. Использование их как регулирующего органа недопустимо. Они
устанавливаются только на горизонтальных участках трубопроводов
шпинделем вертикально. Направление потока рабочей среды — лю­
бое. Задвижки могут быть как с фланцевым, так и с бесфланцевым
соединением корпуса и крышки. Затвор клинового типа состоит из
двух тарелок, соединенных между собой обоймой. Присоединение
задвижек к трубопроводу выполняется сваркой.
Изменение расхода среды осуществляется с помощью регули­
рующей арматуры (регулирующих вентилей и клапанов) двумя спо­
собами.
Расход изменяется за счет изменения площади проходного сечения
вентиля при поступательном перемещении регулирующего органа.
В арматуре игольчатого типа перемещается профилированная игла от­
носительно проточного канала. В клапане количество транспортируе­
мой среды меняется при изменении проходного сечения посредством
подъема (опускания) золотника относительно седла в корпусе.
Разновидностью регулирующей является дросселирующая арма­
тура, в которой вместе с изменением (уменьшением) количества
протекающей среды происходит дросселирование (снижение) ее
давления.
Регулирующая и дросселирующая арматура не может служить за­
порной и устанавливается, в основном, на горизонтальных участках
трубопровода. Среда может подаваться в любом или только в одном
направлении в соответствии с указаниями на арматуре и в сопрово­
дительной документации к ней.
К регулирующей арматуре кроме регулирующих вентилей и кла­
панов относятся также питательные регулирующие клапаны, регуля­
торы уровня и перелива.
Вентили (клапаны) сильфонные запорно-регулирующие из нержа­
веющей стали с ручным приводом и под дистанционное управление
[Р = 38 МПа (380 кгс/см2), Ду 80] (рис. 9.9) предназначены для руч­
ного либо дистанционного регулирования расхода воды с рабочей
температурой до 325 °С и давлением до 14 МПа, а также используют­
ся как запорные устройства на давление 20 МПа. Уплотнение штока
— сильфонное. Внутренняя расходная характеристика — плавная.
Открытие и закрытие вентилей производится при перепаде давления
225

не более 2,5 МПа. Эти клапаны ус­
танавливаются на трубопроводах в
любом положении. Присоединение
к трубопроводу производится свар­
кой. Место установки — внутри гер­
метичной оболочки, в боксах и по­
мещениях.
Вентиль состоит из следующих
основных частей: корпуса, крышки,
сильфона, бугельного узла и привода.
Вентили (клапаны) сильфонные
Крышка
запорно-регулирующие из нержа­
веющей стали с ручным приводом и
под дистанционное управление [Р
= 2,5 МПа (25 кгс/см2), Ду 65—150
мм] представлен на рис. 9.10.
Эти вентили предназначены для
ручного либо дистанционного регу­
лирования расхода рабочей среды:
воздуха, азота, жидкости или паро­
воздушной смеси с рабочей темпе­
ратурой до 200 °С и давлением до
2,5 МПа. Закрытие или открытие
Корпус
вентиля осуществляется вращени­
ем маховика, либо шарнирной муф­
той через дистанционную передачу.
^z^zzzzzzzzz
Внутренняя расходная характери­
стика — близкая к линейной. СильРис. 9.9. Вентиль сильфонный
фонное уплотнение штока предот­
запорно-регулирующий из нержа­
веющей стали, Л = 20 МПа вращает проникновение рабочей
среды по штоку в окружающую
(200 кгс/см2), Ду 80
среду.
Вентили устанавливаются на трубопроводах в любом рабочем
положении. Присоединение к трубопроводу выполняется сваркой.
Место установки — внутри герметичной оболочки, в боксах и поме­
щениях.
Вентиль состоит из следующих основных деталей: корпуса,
крышки, сильфона, золотника, бугельного узла и привода.
Вентили (клапаны) регулирующие из углеродистой стали с руч­
ным приводом (Ду 10) (рис. 9.11) предназначены для ручного регу­
лирования расхода воды. Устанавливаются, в основном, на вспомо­
гательных магистралях воды. Регулирование осуществляется враще­
нием рукоятки или маховика в положение «открыто» или «закрыто».
226

Рис. 9.10. Вентиль запорнорегулирующий сильфонный
из нержавеющей стали, Р = 2,5 МПа
(25
кгс/см2),
Ду 65—150

Бугель

Крышка

Сильфон

Корпус r-f

Рис. 9.11. Вентиль регулирую­
щий игольчатый из углеро­
дистой стали; Р - 18,5 МПа
(185 кгс/см2), Ду 65

227

При перемещении игольчатого плунжера относительно седла проис­
ходит изменение площади проходного сечения в седле, что обеспе­
чивает регулирование пропуска рабочей среды. Запорными органа­
ми вентили служить не могут. Вентили устанавливаются на горизон­
тальных и вертикальных участках трубопроводов с направлением
потока среды с любой стороны при любом положении шпинделя.
Присоединение вентиля к трубопроводу выполняется сваркой.
Основными деталями вентиля являются: корпус, бугель, соеди­
няющийся с корпусом посредством резьбы, сальниковый узел, про­
филированный игольчатый плунжер, привод.
Клапаны регулирующие из углеродистой стали (рис. 9.12) предна­
значены для работы во внереакторном (2-м) контуре АЭС [Р < 12 МПа
(120 кгс/см2), Ду 100 или Ду 400]. Они используются в качестве регу­
лирующих органов для изменения расхода рабочей среды. Управление
клапанами может осуществляться как вручную, так и дистанционно.
В последнем варианте клапаны оснащаются встроенными электропри­
водами. Устанавливаются клапаны только на горизонтальных участках
трубопроводов в положении шпинделем вверх. На корпусе клапана изо­
бражена установочная стрелка, которая указывает рабочее направление
потока транспортируемой среды. В процессе работы регулирующий
орган клапана может занимать любое положение: полностью открыт,
полностью закрыт или промежуточное положение. Клапан присоеди­
няется к трубопроводу сваркой. Как видно из рис. 9.12 клапан состоит
из следующих основных узлов и деталей: корпус проходного типа; ши­
бер, который является регулирующим органом; седло клапана, которое
выполняется с регулируемым профилем; шток, который имеет привод
от электродвигателя и передает импульс движения на шибер. Сальни­
ковые уплотнения размещены в крышке клапана, а электропривод кре­
пится на бугеле.
К дросселирующей арматуре кроме дроссельных вентилей и кла­
панов относятся также дросселирующие устройства, охладители
пара, редукционно-охладительные установки (РОУ) и быстродей­
ствующие
редукционно-охладительные
установки
(БРОУ)
(рис. 9.13), которые используются в составе оборудования энерго­
блоков АЭС для снижения давления и температуры пара до задан­
ных параметров. При аварийном отключении турбины по условиям
безопасности остаточное тепловыделение реактора отводится в па­
рогенератор, а из него пар через РОУ или БРОУ в одну из пароприемных емкостей, которые предусмотрены в тепловой схеме АЭС
(основной конденсатор турбины, технологический конденсатор, де­
аэратор). В этом случае БРОУ используется также для обеспечения
собственных нужд энергоблока (БРОУ СН), например, для снабже­
ния паром турбопривода питательных насосов. При пуске энерго228

Корпус
Шибер
Седло

Рис. 9.12. Клапан регулирующий из углеродистой стали с электроприводом,
Рр = 12 МПа (120 кгс/см 2 ), Ду 400

229

Вода /
—МХЭ

10

9
/
>*-

Редуцированный
и охлажденный
пар

Рис. 9.13. Принципиальная схема РОУ и БРОУ:
1 — паровая задвижка; 2 — паровой дроссельный клапан; 3 — устройство для глу­
шения шума; 4 — охладитель пара; 5 — устройство для впрыска и распыления воды;
б — предохранительный клапан; 7 — вентиль; 8 — обратный клапан; 9 — регули­
рующий клапан; 10 — запорная задвижка

блока БРОУ применяют для прогрева главных паропроводов до сто­
порных клапанов турбин и сброса греющего пара в конденсатор
Основным способом соединения запорной, регулирующей и
дросселирующей арматуры с трубопроводами является сварка. Ар­
матура может иметь в зависимости от конструкции ручной привод
или привод от постороннего источника: электромеханический, гид­
равлический или пневматический. Электромеханический привод вы­
полняется в виде встроенного электродвигателя и колонкового элек­
тропривода. Большая часть арматуры обеспечивается дистанцион­
ным управлением, остальная арматура управляется автоматически
сервоприводами.
При повышении давления пара в аппаратах и трубопроводах
сверх предельно допустимого часть пара автоматически выпускает­
ся. Для этого служит предохранительная арматура.
Предохранительные устройства должны устанавливаться на обо­
рудовании или трубопроводах, давление в которых может превысить
рабочее как за счет происходящих в них физических и химических
процессов, так и за счет внешних источников повышения давления.
Если давление в оборудовании или трубопроводах не может пре­
высить рабочее, то установка предохранительных устройств не тре­
буется. Это обстоятельство должно быть обосновано в проекте.
Оборудование 1-го контура и страховочный корпус должны быть
рассчитаны на нагрузки, возникающие при разгерметизации корпуса
реактора и истечении теплоносителя в страховочный корпус.
Все отсекаемые с двух сторон участки оборудования и трубопро­
водов с неупругой однофазной средой, которые могут прогреваться
любым образом, должны быть оснащены предохранительными уст­
ройствами.
230

Количество предохранительных устройств, их пропускная спо­
собность, уставка на открытие (закрытие) должны быть определены
проектной (конструкторской) организацией таким образом, чтобы
давление в защищаемом оборудовании и трубопроводе при срабаты­
вании этой арматуры не превышало рабочее на 15 % (с учетом дина­
мики переходных процессов в оборудовании и трубопроводах и ди­
намики и времени срабатывания предохранительной арматуры)
и не вызывало недопустимых динамических воздействий на предо­
хранительную арматуру.
Допускается учитывать при расчете динамики роста давления
в защищаемом оборудовании и трубопроводах опережающее сраба­
тывание аварийной защиты ядерной энергетической установки.
В оборудовании и трубопроводах с рабочим давлением до 0,3 МПа
допускается превышение давления не более, чем на 0,05 МПа. Воз­
можность повышения давления на указанное значение должна быть
подтверждена расчетом на прочность соответствующего оборудования
и трубопроводов.
Если предохранительное устройство защищает несколько связан­
ных между собой единиц оборудования, то оно должно выбираться и
настраиваться исходя из меньшего рабочего давления для каждой из
этих единиц оборудования.
Конструкция предохранительных устройств должна обеспечивать
ее закрытие после срабатывания при достижении давления не ниже
0,9 рабочего давления, по которому выбиралась уставка на срабаты­
вание этой арматуры.
Это требование не распространяется на предохранительные мем­
браны и гидрозатворы.
Уставка на посадку импульсно-предохранительных устройств с ме­
ханизированным (электромагнитным или другим) приводом должна
устанавливаться проектной (конструкторской) организацией исходя
из конкретных условий работы оборудования и трубопроводов.
Количество предохранительной арматуры и (или) предохрани­
тельных мембран с принудительным разрывом, устанавливаемых
для защиты оборудования и трубопроводов групп А и В, должно
быть больше рассчитанного количества не менее, чем на одну едини­
цу. Это требование не распространяется на мембраны прямого раз­
рыва и гидрозатворы.
Расчет пропускной способности предохранительных устройств
проводится в соответствии с ГОСТ. Пропускная способность предо­
хранительных устройств должна проверяться при соответствующих
испытаниях головного образца данной конструкции, проводимых
предприятием — изготовителем предохранительной арматуры.
231

При выборе количества и пропускной способности предохрани­
тельных устройств должна учитываться суммарная производитель­
ность всех возможных источников давления с учетом проектных ава­
рий, способных привести к повышению давления.
На напорных трубопроводах между поршневым насосом, у кото­
рого нет предохранительного клапана, и запорным органом должен
быть установлен предохранительный клапан, исключающий возмож­
ность повышения давления в трубопроводах выше рабочего.
В качестве предохранительной арматуры используются рычаж­
ные и пружинные предохранительные клапаны и импульсно-предохранительные устройства (ИПУ). Последние состоят из предохрани­
тельного и импульсного клапанов. Импульсный клапан с помощью
электромагнитного или рычажного устройства открывает доступ па­
ра в предохранительный клапан, который срабатывает, открывая вы­
ход пару из узла с чрезмерным давлением. Соединение предохрани­
тельной арматуры с трубопроводами осуществляется на фланцах
или с помощью сварки. Не допускается установка запорных органов
между предохранительным клапаном и защищаемым им объектом.
На рис. 9.14 представлено импульсно-предохранительное устрой­
ство из нержавеющей стали [Р = 18 МПа (180 кгс/см2), Ду 100], ко­
торое предназначено для автоматического сброса рабочей среды из
компенсатора давления в барбатер при аварийном повышении давле­
ния в главном циркуляционном контуре АЭС. Это устройство уста­
навливается в системе компенсации давления в герметичной оболоч­
ке, в вертикальном положении электромагнитом вверх.
Присоединение к трубопроводу осуществляется на фланцах с от­
ветными фланцами под приварку. Импульсно-предохранительное
устройство состоит из главного клапана (углового исполнения со
сбросом вниз) с пилотным электромагнитным устройством, двух им­
пульсных клапанов и клапана настройки, датчиков давления и систе­
мы управления ИПУ.
Главный клапан снабжен электромагнитным пилотным устройст­
вом для обеспечения срабатывания импульсного клапана без сраба­
тывания главного. Импульсные клапаны прямого действия снабжены
электромагнитными приводами (на открытие и закрытие) и дистан­
ционными сигнализаторами положения запорного органа.
Рабочая среда — радиоактивный насыщенный пар, пароводяная
смесь, вода с содержанием борной кислоты до 16 г/кг.
Импульсно-предохранительное устройство из нержавеющей ста­
ли [Р = 6,5 МПа (65 кгс/см2), Ду 25] предназначено для автоматиче­
ского сброса рабочей среды из системы аварийного охлаждения зо­
ны реактора. Рабочая среда — азот, вода. Оно устанавливается
232

Клапан
настройки

Рис. 9.14. Импульспо-предохранителыюс устройство, Р = 18 МПа (180 кгс/см 2 ), Ду 100

в системе аварийного охлаждения зоны реактора в герметичной обо­
лочке. Присоединение к трубопроводу — фланцевое с ответными
фланцами под приварку.
Пример клапана предохранительного из углеродистой стали
представлен на рис. 9.15.
Главный предохранительный (ГПК) и импульсный (ИК) клапаны
применяются в составе импульсно-предохранительного устройства,
которое предназначено для защиты сосудов и систем от повышения
давления пара свыше допустимого.

а)

б)

Рис. 9.15. Клапан предохранительный из углеродистой стали, Р = 10 МПа
(100 кгс/см 2 ), Ду 20 (а) и импульсный клапан (б)
234

Действие ИПУ: при повышении давления выше допустимого от­
крывается импульсный клапан. Пар через ИК и соединительный тру­
бопровод попадает в надпоршневое пространство сервопривода
ГПК. Вследствие разности площадей поршня и тарелки возникает
перестановочное усилие, направленное в сторону открытия клапана,
и ГПК открывается.
При снижении давления до заданного значения, определяемого
настройкой ИК, последний закрывается. Давление над поршнем сер­
вопривода ГПК падает, и под действием давления пара на тарелку
и пружины ГПК закрывается.
Главный и импульсный клапаны импульсно-предохранительного
устройства устанавливаются только на горизонтальных участках
трубопроводов строго в вертикальном положении в местах, удобных
для обслуживания. Направление потока рабочей среды в обоих кла­
панах — под тарелку.
Настройка и регулирование ИК на давление, при котором все уст­
ройство должно срабатывать, осуществляется путем установки и
фиксации груза соответствующей массы в определенном положении
на рычаге.
Присоединение главного клапана к трубопроводу выполняется
с помощью фланцев, присоединение импульсного клапана к трубо­
проводу со стороны входа пара осуществляется также с помощью
фланцев, со стороны выхода пара — сваркой.
Основные детали импульсного клапана: корпус, крышка, золот­
ник, шток, груз, рычаг.
Основные детали главного предохранительного клапана: корпус,
крышка, золотник, нижний шток, верхний шток, пружина, поршень.
Наличие среды или ее уровня определяется с помощью контрольной арматуры. К ней относятся пробные и спускные вентили
(или краны), указатели уровня и конденсационные горшки. Для ви­
зуального наблюдения за уровнем в сосудах под давлением исполь­
зуют нормальные водоуказательные приборы прямого действия.
Защитная арматура выполняет ту же задачу, что и предохрани­
тельная, т.е. предотвращает развитие аварийной ситуации при откло­
нении давления в обслуживаемой системе от номинального. Разница
между ними заключается в том, что рабочие органы предохрани­
тельной арматуры открываются при повышении давления в системе
сверх предельно допустимого значения, и избыток среды сбрасыва­
ется (в атмосферу или специальные емкости), а рабочие органы за­
щитной арматуры в аналогичных условиях закрываются. Защитная
арматура может быть действующей автономно (обратные и отклю­
чающие клапаны) или управляемой (защитные устройства). Защит­
ное устройство включает в себя быстродействующий запорный ор235

т

ган с пневмо-, гидро- или электро­
приводом и чувствительный эле­
мент, подающий импульс на испол­
Корпус
нительный механизм привода. Об­
ратные клапаны предотвращают
изменение направления потока
Захлопка
среды на противоположное при из­
менении давления по тракту. При
Ось
установке обратного клапана на
напорной линии насоса его распо­
лагают до запорной арматуры
V//////////////M (по ходу среды) в целях защиты
всасывающей магистрали и под­
Рис. 9.16. Клапан обратный из ключенных к ней сосудов.
нержавеющей стали, Р = 4 МПа
Защитные устройства обеспечи­
(40 кгс/см2), Ду 400, Ду 600
вают, например, аварийное отклю­
чение ПВД и перепуск питатель­
ной воды в ПГ по обводу ПВД. Такая необходимость может возник­
нуть в случае разуплотнения трубок теплообменной поверхности
ПВД и заполнения парового объема питательной водой.
Пример конструкции обратного клапана из нержавеющей стали
[Ру = 4 МПа (40 кгс/см2), Ду 400, Ду 600] представлен на рис. 9.16.
Такие клапаны применяются на трубопроводах для предотвраще­
ния обратного потока рабочей среды — воды или пара с давлением
до 4 МПа и температурой до 350 °С.
Клапаны открываются при подаче рабочей среды под захлопку
под действием подъемной силы, возникающей от скоростного напо­
ра рабочей среды.
Обратные клапаны устанавливаются на вертикальном трубопро­
воде входным патрубком вниз, а на горизонтальном так, чтобы ось
вращения захлопки была выше оси трубопровода и металла в гори­
зонтальной плоскости.
Подсоединение клапана к трубопроводу осуществляется сваркой.
Основные детали клапана: корпус, захлопка, ось.

Глава 10. СИСТЕМЫ ГАЗООЧИСТКИ
И СПЕЦВЕНТИЛЯЦИИ НА АЭС

10.1. СОСТАВ И ИСТОЧНИКИ ОБРАЗОВАНИЯ ВЕЩЕСТВ
В ГАЗОВОЙ ФАЗЕ НА АЭС

При изложении данной темы следует газовую среду на АЭС раз­
делить на две части: радиоактивные и нерадиоактивные вещества.
Радионуклиды в газовой фазе. Основным источником появле­
ния радионуклидов в составе рабочих сред на АЭС является ядер­
ный реактор. Можно назвать два механизма генерации газовых ра­
дионуклидов в ядерном реакторе. При делении ядер урана или плу­
тония образуются осколки деления в газовой фазе. Среди них основ­
ное место занимают инертные радиоактивные газы (ИРГ). Кроме
них есть вещества, которые при параметрах состояния ядерного то­
плива в реакторе находятся в газообразном состоянии.
Выход продуктов деления (ПД) топлива из топливной компози­
ции может происходить по одному из трех путей:
за счет кинетической энергии ПД, обретенной при делении ядра
урана или плутония;
за счет выбивания на пути свободного пробега ПД накопившихся
ранее, блокирующих выход из композиции;
за счет диффузии через кристаллическую решетку топлива.
Кроме этого, существует также механизм радиационно-стимулированной диффузии: рост скорости диффузии в веществе, которое
подверглось облучению [20]. Топливная композиция U0 2 удержива­
ет ПД в кристаллической решетке, вследствие чего они выделяются
лишь с внешних поверхностей топлива. Скорость выделения зависит
от площади открытой поверхности топлива и изменения его темпе­
ратуры. При низких температурах скорость диффузии невелика,
а скорость генерации ПД, естественно, от температуры не зависит.
Отсюда возникает влияние газообразных ПД (ГПД) на увеличение
твердого распухания топлива.
С ростом температуры возрастает скорость диффузии ГПД и их
накопление в дефектах структуры топливной композиции и на гра­
нице зерен. Это является причиной газового распухания топливной
композиции. Часть ГПД выходит из топливной композиции в газо­
вый зазор между топливом и оболочкой твэла, повышая там давле­
ние и механическое воздействие на оболочку. Продукты деления,
находясь в газовом зазоре между топливом и оболочкой, могут хи­
мически взаимодействовать друг с другом и с материалом оболочки,
237

в результате чего образуются соединения, которые могут быть менее
летучими, чем ПД. Таким образом, выход ПД через дефект в оболоч­
ке в теплоноситель может быть меньше, чем поступление ПД под
оболочку. (Такие процессы могут протекать и в теплоносителе.)
При герметичных оболочках твэла в теплоносителе могут поя­
виться ПД только из топлива, которое осталось как загрязнение
на наружной поверхности оболочки после изготовления твэла. Такое
загрязнение чрезвычайно мало — не более 10~8 г/см2. При поглоще­
нии нейтрона в этом топливе, так же как в основной массе топлива
под оболочкой, протекают ядерные реакции, и ПД за счет энергии
отдачи поступают в теплоноситель.
Как было показано выше (см. гл. 4), экономичность АЭС зависит
от глубины выгорания топлива и удельной мощности твэлов в экс­
плуатационных режимах. От этих же параметров зависит целост­
ность оболочек твэлов. При этом для повышения экономичности
указанные параметры должны быть выше, а для сохранения целост­
ности оболочек твэлов — они должны быть ниже. В удовлетвори­
тельном решении этого противостояния происходит развитие ядер­
ной энергетики и формируются технические требования к герметич­
ности оболочек, сохранению размеров и состояния поверхности твэ­
лов; механическим, физическим и коррозионным свойствам оболо­
чек твэлов и топлива; давлению и составу, заполняющего свободные
полости твэлов газа и др.
Наблюдаемые на практике повреждения оболочек твэлов проис­
ходят по следующим причинам: накопление ГПД; коррозия конст­
рукционного материала оболочки (изнутри и снаружи), взаимодейст­
вие топлива с оболочкой и др. Могут быть также технологические
дефекты, но здесь они не рассматриваются. При разгерметизации
оболочки твэла ПД поступают в теплоноситель. Интенсивность это­
го процесса зависит от размера дефекта, свойств ПД под оболочкой,
физико-химических свойств теплоносителя и радионуклидов и др.
После образования повреждения в теплоноситель поступает зна­
чительное количество ГПД и летучих ПД. Скорость их выхода сни­
жается во времени, стремясь к некоторому стационарному уровню.
Поступление ПД в теплоноситель количественно характеризуется
относительной скоростью поступления В = KIR, где К — скорость
выхода ПД в теплоноситель; R — скорость их образования.
Из анализа величины В становится понятным, что при малых разме­
рах дефекта нуклидный состав выхода ПД в теплоноситель будет
обогащен долгоживущими радионуклидами. При больших размерах
дефекта нуклидные составы ПД, поступающих под оболочку, и
на выходе из нее в теплоноситель будут примерно одинаковы.
238

При массопереносе ПД с учетом одновременно при этом проте­
кающих физико-химических процессов происходит их разделение:
1) не все ПД в равной мере переходят из топливной композиции
под оболочку твэлов;
2) не все ПД, вышедшие под оболочку твэла, покидают его
и уходят в теплоноситель;
3) не все ПД, вышедшие в теплоноситель, транспортируются да­
лее, достигая окружающей среды.
Детальное рассмотрение этих вопросов имеет лишь одну цель —
защиту человека от радиационного воздействия поступивших в ок­
ружающую среду из работающей АЭС газовых продуктов деления.
Изложенное выше позволяет из большой массы ГПД, разнообразных
цепочек радиоактивного распада и одновременно протекающих фи­
зико-химических процессов, выделить наиболее радиационно-опас­
ные. В условиях нормальной эксплуатации АЭС (проектные режи­
мы) к ним относятся радионуклиды ИРГ — криптона Кг и ксенона
Хе, а также иода I, стронция St, цезия Cs, рутения Ru и некоторых
других, поскольку при рабочих параметрах твэла они находятся
в газообразном состоянии.
Известно 42 радиоактивных изотопа иода, из которых 12 образу­
ются как ПД (массовые числа 126—140). Радиационную опасность
представляют шесть нуклидов. Все они (кроме 1291) короткоживущие
(табл. 10.1), поэтому в смеси ГПД нормируется только 131 1, исходя из
его суммарного количества в любых химических соединениях и аг­
регатных состояниях. Изотоп 1291 имеет очень большой период полу­
распада (1,6 • 107 лет) и поэтому снизить его активность инженерны­
ми методами не представляется возможным, однако учет этого об­
стоятельства необходим при оценке глобального загрязнения атмо­
сферы за счет выброса с АЭС газообразных радионуклидов.
Данные по периодам полураспадов Г1/2 для газообразных радио­
нуклидов приведены в табл. 10.1.
Таблица 10.1
Основные газообразные радионуклиды и их периоды полураспада
Радио­
нуклид

Т\12

Нуклид

Т\,г

Радио­
нуклид

7*1/2

Нуклид

Тт

Хе

15,6 мин

Ш!

8,05 сут

Аг

1,83 ч

88

Кг

2,8 ч

135т

83т А г

1,86 ч

89

Кг

3,18 мин

137

Хе

3,9 мин

132Г

2,26 ч

10,76 года

133

5,27 сут

138

Хе

17,5 мин

133J

20,3 ч

Кг

4,4 ч

133т

Хе

2,3 сут

139

Хе

43 с

134j

52 мин

Кг

76 мин

Хе

9,14 ч

140

Хе

16с

135

41

85

Кг

85т
87

1

135

Хе

1

6,68 ч

239

Как видно из табл. 10.1, почти все радионуклиды имеют периоды
полураспада, исчисляемые секундами, минутами, часами или сутка­
ми, т.е. все они короткоживущие. Поскольку радионуклиды пред­
ставляют собой опасность для человека, если они обнаруживаются
в окружающей среде, то механизмы их транспорта из топлива
во внешнюю среду представляют актуальный интерес с точки зре­
ния безопасности АЭС.
Переходу радионуклидов из топлива во внешнюю среду на АЭС
препятствуют несколько физических барьеров: структура топливной
композиции, металлическая оболочка тепловыделяющих элементов,
трубопроводы и металлические корпуса оборудования реакторного
контура и, наконец, защитная оболочка АЭС (контайнемент), в кото­
рой сосредоточено все оборудование, содержащее радионуклиды
во всех состояниях — твердом, жидком и газообразном.
Из табл. 10.1 следует, что назначением физических барьеров
на АЭС должно быть увеличение времени пребывания ГПД внутри
оборудования АЭС до момента их выхода за пределы реакторного
контура.
Выше были представлены схемы перехода ГПД из топливной ком­
позиции под оболочку твэлов и выход их за пределы оболочки. После
поступления ГПД в теплоноситель они пребывают в нем до выхода в
газовые объемы оборудования (рис. 10.1) реакторного контура (ком­
пенсатор давления КД и его бак-барбатер, верхние полости корпуса
реактора и коллекторов парогенераторов ПГ, а также бассейна вы­
держки отработавших твэлов, баков грязного конденсата и т.п.)
Удаление скопившихся газов осуществляется системой газовых
сдувок, а транспортирующим агентом является азот. Подвод азота
к оборудованию, расположенному в герметичной зоне, производится
по двум независимым трубопроводам.
Газовые сдувки из барбатера, теплообменника и бака организо­
ванных протечек, баков борсодержащей воды, каналов ионизацион­
ных камер, деаэратора продувки-подпитки, системы дожигания во­
дорода и спецгазоочистки (СГО) производятся как при работе блока
на мощности и поддержании номинальных параметров в реакторном
контуре, так и на остановленном блоке. Из реактора, коллекторов па­
рогенераторов, компенсатора давления, гидроемкостей САОЗ газо­
вые сдувки осуществляются на остановленном блоке (перед пуском
блока при его заполнении теплоносителем и перед разуплотнением
реакторного контура и снятием крышки реактора).
Радиоактивность теплоносителя. Водный теплоноситель реак­
торов типа ВВЭР также способен генерировать газовые радионукли­
ды. При прохождении через активную зону реактора Н 2 0 и ее при­
меси испытывают облучение нейтронами, протекают (я, у)-, (п, р)- и
240

Рис. 10.1. Схема повысотных отметок оборудования 1-го контура ядерной
энергетической установки ВВЭР-1000

(я, а)-реакции, в результате чего образуются радионуклиды: из 16 0
образуется 16N, или 13N, или 18R При наличии воздуха в воде,
а значит и его примеси 40Аг (п, у)-реакция приводит к образованию
41
Аг (меньше 5 % ИРГ). Первую группу радионуклидов называют
чаще всего радионуклидами собственной активности теплоносителя,
а вторую — радионуклидами активации неосаждающихся примесей.
Понятно, что, кроме них, в теплоносителе имеют место осаждаю­
щиеся примеси, которые представляют собой, в основном, продукты
коррозии. О них идет речь в других главах книги.
Кроме рассмотренных выше носителей газовой активности
на АЭС следует указать на тритий. Это сверхтяжелый изотоп водо­
рода с Т{/2 = 12,26 года, распадающийся со средней энергией Р-частиц 5,8 кэВ. Как изотоп водорода он имеет те же химические свой­
ства, что и легкий водород Н, а потому может его замещать в составе
воды (НТО, Т 2 0), входить в состав любых органических соединений
и таким образом включаться в биологические ткани, продолжая, ес­
тественно, оставаться (3-излучателем. В этом заключается его гло­
бальная опасность для природы Земли.
241

Принято отличать тритий естественного и искусственного проис­
хождения. Первый образуется при взаимодействии космического из­
лучения в верхних слоях атмосферы с азотом 14N и кислородом 16 0
воздуха. Его концентрация в воздушном бассейне Земли составляет
1 атом на 1014 атомов водорода, а в водном бассейне — 1 атом на
1018 атомов водорода, что соответствует удельной активности воды
3,2-Ю -12 Ku/л. Всего на Земле количество трития естественного
происхождения оценивается как 20—80 МКи ИЛИ (8—25) • 1017 Бк.
Основным ИСТОЧНИКОМ трития искусственного происхождения на
Земле были испытания термоядерного оружия, в результате чего об­
щее количество трития на Земле возросло до 3000 МКи [21], удель­
ная активность дождевой воды в северном полушарии увеличилась
в 500 раз (1,6 • 10~9 Ku/л). После прекращения этих испытаний про­
исходит постепенное снижение количества трития в воздушном
и водном бассейнах Земли.
Генерация трития на АЭС происходит в следующих процессах:
тройное деление ядер топлива;
(я, у)-реакция на дейтерии, который находится в водном теплоно­
сителе-замедлителе в виде Д 2 0;
захват нейтронов ядрами бора или лития, находящимися в водном
теплоносителе и в стержнях регулирования (борное регулирование,
корректировка водно-химического режима реакторного контура и др.).
Вклад разных процессов в генерацию трития в реакторном конту­
ре АЭС представлен в табл. 10.2.
Как видно из табл. 10.2 процесс выхода 10В(и, а) Г дает наиболь­
ший вклад (примерно 80 %) в образование трития. В результате это­
го удельная активность трития в воде реакторного контура достигает
10~3 Ku/л. При отсутствии этого процесса удельная активность три­
тия в реакторной воде находится в пределах 10~6—10~5 Ku/л.
Т а б л и ц а 10.2
Количество трития, которое образуется в разных процессах в реакторном контуре
АЭС

Процесс, реакция

Количество
трития, отн. ед.

Выход из топлива

0,5

Выход из СУЗ

0,15

Процесс, реакция
Выход ядерных реакций
в теплоносителе:
Д (л, у)Т

0,18

10

5,25

В(>7, а)Т

1
242

Количество
трития, отн. ед.

10

В(/7, п\ а)Т

ю- 4

Образование радиоактивных газоаэрозолей. Поддержание рег­
ламентного режима работы оборудования АЭС требует постоянного
удаления из теплоносителя присутствующих в нем газов. Этой цели
служат специальные технологические линии, образующие техноло­
гические системы газовых сдувок. На работающем оборудовании
АЭС из теплоносителя реакторного контура удаление газов произво­
дится из компенсатора давления и подключенного к нему барбатера,
из корпусов фильтров внутриконтурной очистки теплоносителя,
из деаэратора системы продувки-подпитки реакторного контура,
из бассейнов выдержки отработавшего топлива, из баков грязного
конденсата и т.п.
При удалении радиоактивных газов из объемов, содержащих
жидкие технологические среды, образуются радиоактивные среды
в аэрозольной форме. Кинетическая энергия газового потока оказы­
вается достаточной, чтобы нести в потоке газа микрокапли радиоак­
тивной жидкости и присутствующих в ней твердых микрочастиц
примесей. Размер аэрозольных частиц определяется скоростью газо­
вого потока при истечении и скоростью витания частиц в газовом
объеме. Возможно также сорбирование носителей радиоактивности
пылью, имеющейся в помещениях.
Процесс образования и массопереноса аэрозолей в помещениях
реакторного контура является многофакторным, он зависит от физи­
ко-химической природы аэрозолей и их возможных взаимодертствий,
аэродинамики и геометрии помещений, газодинамики потоков, тер­
модинамики процессов и т.п. Поэтому в настоящее время отсутству­
ют физические и математические модели этих процессов. Опорной
информацией для проектирования оборудования, предназначенного
для удаления аэрозолей из помещений АЭС, служат опытные данные,
полученные при их эксплуатации. Для удаления аэрозолей и летучих
радиоактивных веществ служат вентиляционные системы АЭС.
10.2. ТЕХНОЛОГИЯ ОЧИСТКИ ГАЗОВЫХ ПОТОКОВ АЭС,
ПОДЛЕЖАЩИХ СБРОСУ В ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ

Принципы проектирования и осуществления переработки перед
сбросом радиоактивных отходов АЭС одинаковы, независимо от аг­
регатного состояния сред, содержащих отходы (твердые, жидкие, га­
зообразные). Коротко эти принципы можно сформулировать следую­
щим образом:
раздельная переработка отходов, имеющих разную активность;
концентрирование радиоактивных отходов в минимальных объе­
мах, подлежащих захоронению;
243

использование в каждом случае оптимальных способов и средств
для переработки радиоактивных отходов, имеющих разные физикохимические или иные свойства.
В газообразных радиоактивных загрязнениях АЭС можно выде­
лить три основные группы:
инертные радиоактивные газы — радиоактивные изотопы крипто­
на, ксенона, аргона, существующие, как правило, в смеси с воздухом;
радиоактивные изотопы иода (также в смеси с воздухом);
иные радионуклиды, которые образуют твердые или жидкие час­
тицы аэрозолей.
Тритий и некоторые другие радионуклиды, которые могут при­
сутствовать в газовых радиоактивных сбросах АЭС, не требуют спе­
циальных технологий и оборудования для их переработки, так как
играют второстепенную роль среди факторов, составляющих потен­
циальную радиационную опасность для населения.
Удаление из газовых потоков аэрозолей осуществляется с по­
мощью аэрозольных фильтров, которые применяются на разных про­
мышленных предприятиях. Для улавливания твердых частиц эффек­
тивно использование тонковолокнистых фильтров. Наибольшее рас­
пространение получили материалы из синтетических волокон.
Для удаления жидких аэрозолей используются самоочищающие­
ся стекловолокнистые фильтры тонкой очистки с коэффициентом
очистки до 103. При дополнительных капитальных вложениях коэф­
фициент очистки может быть увеличен.
Очистка газовых потоков от радиоактивного иода осуществля­
ется с помощью активных углей и импрегнированных активных углей.
Основной физический механизм, с помощью которого осуществляется
изъятие радионуклидов иода из газового потока — это адсорбция. Эф­
фективность механизма адсорбции характеризуется равновесным ко­
эффициентом адсорбции Г, который зависит от температуры адсорбен­
та через множитель типа ехр (QIRT), где Q — теплота адсорбции, Дж/
моль; R — газовая постоянная, равная 8,31 кДж/(моль • К); Т— темпе­
ратура, К. Таким образом, чем ниже температура адсорбции, тем боль­
ше коэффициент адсорбции Г. Критическая температура у иода до­
вольна высока, поэтому уже при нормальных температурах адсорбции
достигаются весьма высокие значения коэффициента адсорбции.
Влажность газового потока снижает коэффициент адсорбции, однако
даже при влажности примерно 90 % коэффициент адсорбции Г моле­
кулярного иода на активном угле марки АГ-3 при температуре 20 °С
составляет 1,4- 107 (уменьшение влажности приводит к увеличению
значения Г до 7 • 107).
При пропускании газового потока, содержащего молекулярный
иод, через слой активного угля формируется хроматографический
244

фронт, который движется вдоль слоя по мере насыщения объема
слоя сорбированным иодом. Скорость движения фронта обратно
пропорциональна величине Г. Поскольку коэффициент адсорбции
для молекулярного иода весьма значителен, хроматический фронт
движется медленно. При прохождении через слой активного угля
131
1 и других короткоживущих радионуклидов иода происходит фор­
мирование другого фронта — радиохроматографического, так как
при медленном перемещении хроматографического фронта время
его движения достаточно велико. Оно превосходит период полурас­
пада 1311 в 2—3 раза, поэтому йодный адсорбер работает в радиохроматографическом режиме.
Спецификой в работе угольных фильтров при адсорбции молеку­
лярного иода и его радионуклидов является химическая активность
иода, в отличие от работы тех же фильтров в среде инертных газов.
Иод образует различные химические соединения, которые сорбиру­
ются гораздо хуже, чем молекулярный иод. Таким соединением яв­
ляется метилиодид, присутствие которого в газовом потоке значи­
тельно ухудшает работу угольных фильтров по адсорбции иода
во всех видах.
Для сепарации такого типа соединений из газового потока приме­
няют импрегнированные сорбенты, в частности угольные сорбенты,
импрегнированные иодидами металлов. В этом случае происходит
изотопный обмен (подобно ионообменным фильтрам) между ста­
бильным иодом, который содержится в твердой фазе, и смесью ста­
бильного и радиоактивного изотопов иода в газовой фазе. Радиоак­
тивные изотопы фиксируются в твердой фазе, а импрегнированный
уголь представляет собой хроматографическую колонну изотопного
обмена, где хроматографический фронт движется к выходу. Дости­
жение фронтом сечения выхода из слоя означает, что слой сорбента
пришел в изотопическое равновесие с газовой фазой и обменный
процесс должен был бы прекратиться, но этого не происходит, так
как продолжается радиоактивный распад фиксированных в твердой
фазе радионуклидов, которые превращаются в стабильные изотопы,
что и является стимулом к продолжению обмена между ними и ра­
диоактивными изотопами иода.
Кроме сорбентов, импрегнированных иодидами металлов, приме­
няются и другие, например, сорбенты импрегнированные вещества­
ми, вступающими в реакции с иодом и метилиодидом (азотно-кислое серебро и триэтилендиамин) [2].
Очистка газовых потоков от радионуклидов. Технологическая
очистка сбросных газовых потоков на АЭС от ИРГ осуществляется
также на основе их физической адсорбции, так как инертные газы по
245

своей природе не вступают в химические реакции и их извлечение из
газовых потоков может быть выполнено на базе физических методов.
Основной задачей системы переработки газовых сбросов перед
их поступлением в вентиляционную трубу АЭС является увеличение
времени пребывания ИРГ в пределах АЭС, что, учитывая короткие
периоды полураспада большинства из них (см. табл. 10.1), является
радикальным способом снижения их радиоактивности.
Система очистки газов на АЭС от радионуклидов называется радиохроматографической. Хроматография широко используется
в промышленности и в экспериментальной практике научных учре­
ждений для разделения газовых смесей. При этом в общем случае
смеси газов пропускают через твердую насадку, где происходит массообмен между твердой фазой (насадкой) и газовой фазой, движу­
щейся через нее. При этом фронт концентрации отделяемых приме­
сей перемещается по направлению движения газового потока к вы­
ходу из колонны. Когда он достигнет выходного сечения, это означа­
ет, что емкость сорбента по данному виду примесей исчерпана, и он
подлежит либо замене, либо регенерации. Процесс протекает в одну
сторону — сторону накопления примесей в сорбенте, и поэтому он
останавливается при исчерпании емкости последнего.
Радиохроматографией называется аналогичный процесс, но с тем
отличием, что удалению из газового потока подлежат радионуклиды.
В этом случае параллельно процессу перехода примеси в сорбент и
накоплению в нем протекает процесс радиоактивного распада при­
меси в составе сорбента и таким путем выход из него. В этом случае,
если время движения фронта примеси в колонне достаточно велико
по сравнению с периодом ее полураспада, в ней возникает стацио­
нарный (неподвижный) фронт распределения концентрации приме­
сей. Момент исчерпания емкости сорбента не наступает, потому тео­
ретически такой фильтр может работать сколь угодно долго (иногда
в приложении к таким сорбционным колоннам используют термин
«вечные»).
Система газоочистки состоит их трех технологических линий, ра­
ботающих автономно и являющихся взаимозаменяемыми. В нор­
мальном эксплуатационном режиме работает одна нитка, которая
рассчитана на пропуск полного расхода газовых сдувок. При повы­
шенном расходе поступающих газовых потоков, что бывает при дре­
нировании реакторного контура, они направляются на вторую нит­
ку. Третья нитка резервная. Наличие трех ниток обеспечивает на­
дежную работу системы во всех режимах работы АЭС. Технологиче­
ская схема системы газоочистки представлена на рис. 10.2. Основ­
ным технологическим узлом системы является фильтр-адсорбер,
или хроматографическая колонна 3. Оборудование, установленное
246

7ПЛЛЛГ |<Ь -*—
Атмосферный
воздух
От
резервной
системы

Охлаждающая
вода

Охлаждающая
вода

! П
^ х Дренаж
Рис. 10.2. Технологическая схема системы газоочистки

перед колонной (по ходу газового потока б, 7, 4), предназначено для
обеспечения высоких коэффициентов адсорбции, для чего необходи­
мо максимально уменьшить влажность газового потока и снизить ра­
бочую температуру угольной насадки фильтра-адсорбера. Теплооб­
менник б охлаждается проточной водой промконтура и обеспечивает
конденсацию водяных паров, идущих вместе с газовым потоком, а
также охлаждение его до минимально возможной температуры.
Сконденсированная влага сливается через гидрозатвор и дренаж.
После теплообменника б газовый поток несет с собой только отно­
сительно мелкие капли влаги и аэрозоли. Размер транспортируемых
частиц в этом потоке определяется их массой и скоростью (кинети­
ческой энергией) газового потока. На самоочищающемся аэрозоль­
ном фильтре 7 происходит более тонкая осушка газового потока
(вторая ступень осушки со сливом влаги также через гидрозатвор
в дренаж) перед поступлением газовой смеси на цеолитовые колон­
ны 4, где осуществляется глубокая осушка газа.
Синтетические цеолиты представляют собой алюмосиликаты на­
трия или кальция, активированные нагреванием, при котором удаля­
ется кристаллизационная вода. Это пористые тела, которые задержи­
вают влагу при пропуске через них увлажненных газовых потоков.
Поэтому иногда их называют молекулярными ситами. Достоинства­
ми цеолитов являются:
возможность использовать их для сушки газов при высокой тем­
пературе;
способность осуществлять глубокую осушку газов;
247

большая емкость по влаге даже при низкой относительной
влажности.
Синтетические цеолиты являются полярными сорбентами, поэто­
му их обычно используют для удаления из газовых потоков водяных
паров и других веществ, имеющих полярные молекулы (С0 2 , NH 3
и др.). При заполнении в сорбенте всех пор (вакансий для размеще­
ния влаги) его работа прекращается, он выводится на регенерацию.
Для этого в технологической схеме системы СГО имеются две цеолитовые колонны, которые постоянно работают, но в разных режи­
мах: одна в режиме осушки газов, другая в режиме регенерации.
При регенерации в цеолитовые колонны обратным ходом подает­
ся горячий атмосферный воздух после электронагревателя 5, на вхо­
де которого установлен аэрозольный фильтр. Горячий воздух испаря­
ет влагу из пор цеолита, подготавливая его к очередному рабочему
циклу. Влажный воздух, проходя через теплообменник 5, освобожда­
ется от влажности, которая в виде конденсата через гидрозатвор сли­
вается в дренаж. Одновременно охлаждается воздух, который после
йодного фильтра-адсорбера 9 поступает на всас газодувки 2. Вывод
цеолитовой колонны на регенерацию осуществляется по сигналу вла­
гомера при влагосодержании осушенного газа более 0,1 г/м3.
Осушенный и охлажденный газовый поток поступает на основ­
ной аппарат системы газоочистки — угольный фильтр-адсорбер 3.
Угольный фильтр-адсорбер представляет собой колонну, выпол­
ненную из активированного угля. Активированный уголь получают
при пирогенном разложении (пиролизе) соответствующих сортов ка­
менного угля, торфа, дерева и других материалов (промышленные
активированные угли с большой эффективной поверхностью полу­
чают из скорлупы кокосовых орехов, обугленной при t ~ 1423 К
и активированной путем обработки водяным паром). В процессе ад­
сорбции инертных газов основную роль играют микропоры.
На АЭС с ВВЭР используется способ динамической адсорбции
радионуклидов Кг и Хе в колонне с непрерывным протоком газов.
Такие системы просты в исполнении и достаточно эффективны: очи­
стка достигается в 102—104 раз, что обеспечивает активность газо­
вых выбросов АЭС значительно ниже пределов, допускаемых сани­
тарными нормами.
Коэффициент адсорбции Г, а значит и эффективность всего про­
цесса, зависит от температуры адсорбента и влагосодержания газо­
вого потока. Температурная зависимость коэффициента абсорбции Г
для угля СКТ-М при адсорбции Кг и Хе представлена в табл. 10.3,
откуда видно, что с понижением температуры от +40 до -30 °С ко­
эффициент адсорбции возрастает для Кг более, чем в 3 раза, а для Хе
почти в 8 раз.
248

Т а б л и ц а 103
Коэффициент адсорбции Г для активированного угля марки СКТ-М

Значение Г, кмоль/м2, при адсорбции
Насыпная плотность,
г/см3
0,45

Хе

Кг
+40° С

-30 °С

+40° С

-30 °С

50

170

730

5700

Такого типа адсорбционные колонны установлены в системах га­
зоочистки III и IV блоков Нововоронежской АЭС, на Кольской АЭС
и на АЭС «Ловиса» (Финляндия). На российских АЭС рабочий объ­
ем адсорбера 20 м3, время прохождения хроматографического фрон­
та инертных газов через адсорбер в условиях нормального режима
эксплуатации составляет 42 сут для Хе и 3,5 сут для Кг. На АЭС
«Ловиса» объем адсорбера составляет 40 м3, а время прохождения
хроматографического фронта для Хе составляет примерно 120 сут,
а для Кг — 10 сут. Сопоставление с периодом полураспада этих ра­
дионуклидов (см. табл. 10.1) позволяет понять, почему такие радиохроматографические системы газоочистки на АЭС обеспечивают
с избытком заданный коэффициент очистки сбросных газов от ИРГ и
соблюдение санитарных норм с большим запасом.
Следует также отметить, что емкость адсорбера по иоду и его со­
единениям очень велика. Поэтому радиоактивный 131 1, содержащий­
ся в газовых сбросах АЭС, практически полностью поглощается
в системе газоочистки.
10.3. ВЕНТИЛЯЦИЯ АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

При работе АЭС образуются радиоактивные вещества, как уже
было изложено раннее, во всех агрегатных состояниях: твердые,
жидкие и газообразные. Защиту окружающей среды от них осущест­
вляют с помощью следующих охранных мероприятий:
1) герметизация технологического контура (реакторный контур
со вспомогательными технологическими системами);
2) использование герметичных помещений;
3) применение промежуточных замкнутых контуров циркуляции,
предотвращающих переход радиоактивных веществ в окружающую
среду при разгерметизации технологических систем, несущих ра­
диоактивную среду;
4) организация специальных контролируемых технологических
систем сбора радиоактивных протечек, дренажей, промывочных вод
и т.п., а также их отвода на переработку и захоронение;
249

5) транспортировка свежего и отработавшего топлива в специ­
альных защитных контейнерах и вагонах;
6) многоуровневая, глубокоэшелонированная технологическая
защита от аварийных ситуаций;
7) системы вентиляции и очистки удаленного из помещений АЭС
воздуха.
Совокупность отдельных вентиляционных систем на АЭС обра­
зуют вентиляционные сети, которые решают три задачи:
обеспечивают в пределах своих технических возможностей радиа­
ционную безопасность в помещениях АЭС и за ее пределами (такое
оборудование относится к специальным вентиляционным системам);
поддерживают проектные условия работы технологического обо­
рудования (по температуре и влажности окружающей атмосферы).
Выполнение таких задач осуществляется с помощью технологиче­
ской вентиляции;
создают благоприятные санитарные условия работы эксплуатаци­
онного персонала (по запыленности, температуре и влажности воз­
духа), что реализуется с помощью общеобменной вентиляционной
системы.
Оборудование системы спецвентиляции:
поддерживает разряжение в герметичных помещениях не ниже 50
Па;
организует движение воздушных потоков от более чистых (в пла­
не радиоактивности) помещений к более грязным;
отводит теплоту от оборудования и обеспечивает требуемые ус­
ловия работы персонала по температуре;
обеспечивает очистку воздуха перед сбросом в атмосферу от ра­
диоактивных загрязнений на специальных фильтрах;
обеспечивает в проемах герметичных помещений скорость возду­
ха не менее 1 м/с;
создает нормальные условия для ремонтного и оперативного пер­
сонала в период остановки блока.
На системы технологической вентиляции возлагаются задачи
по обеспечению отвода теплоты и влаги из помещений, где их выде­
ление особенно значимо; смягчению последствий «малой» аварии и,
в комплексе с другими системами защиты, «большой» аварии [23].
Общеобменная вентиляция подразделяется на естественную и
механическую. Вентиляция помещений, осуществляющаяся под
действием естественных сил, называется естественной, а вентиляция
помещений с помощью специальных механических побудителей
движения воздуха — механической. Общеобменная вентиляция
предназначена для разбавления свежим воздухом выделяющихся
в помещениях вредных веществ до предельно допустимых концен250

траций, поддержания заданных значений температур и влажности
воздуха, организации в помещениях направленных потоков воздуха.
Исходя из задач, возложенных на вентиляцию АЭС, следует, что
подключение помещений с различной степенью радиоактивного за­
грязнения воздуха к одной и той же вентиляционной системе осуще­
ствляется только последовательно.
При проектировании вентиляционных систем для помещений
с высокими тепловлажностными загрязнениями с целью уменьшения
производительности приточных и вытяжных вентсистем допускается
применение специальных рециркуляционных систем (технологиче­
ская вентиляция). В зоне строгого режима объединение воздуховодов
технологических вентиляционных и приточных (вытяжных) систем
необслуживаемых помещений, периодически обслуживаемых
и помещений постоянного пребывания персонала не допускается.
Для помещений с большими поступлениями радиоактивных за­
грязнений проектируются локальные вытяжные и приточные вентсистемы (рис. 10.3) или, при соответствующей нагрузке, приточно-вытяжные системы вентиляции (рис. 10.4). В них предусматривается
установка специальных фильтров для очистки воздуха (специальная
вентиляция). Число вентиляционных агрегатов специальных и тех­
нологических вентсистем выбирается таким, чтобы обеспечить бес­
перебойную их работу в течение всего времени эксплуатации блока.
Питание электроприводов
указанных вентсистем осуще­
ствляется от надежных источ­
ников питания. Кроме того,
предусматривается их дубли­
рование. Включение резерв­
ного агрегата, вместо отклю­
чившегося рабочего, произво­
дится автоматически. Венти­
ляторы указанных вентси­
стем размещаются централи­
зованно в пределах герметич­
ного контура или в отдельном
Рис. 10.3. Вытяжная вентиляцион­
ная система герметичных поме­
щений:
/ — герметичное помещение; 2 —
венттруба; 3 — вентагрегаты; 4 —
угольные фильтры очистки воздуха
от иода; 5 — аэрозольные фильтры; б
— фильтр очистки воздуха от пыли
251

Рис. 10.4. Приточно-вытяжная вентиляционная система:
/ — бокс парогенераторов; 2 — венттруба; 3 — вентиляторы; 4 — угольные фильтры
очистки воздуха от иода; 5 — аэрозольные фильтры; 6 — вытяжка из бассейна вы­
держки; 7 — калорифер; 8 — рулонный фильтр очистки воздуха от пыли; 9 — поме­
щение компенсатора объема; 10 — помещение вентцентра; 11 — помещение барботера; 12 — помещение электродвигателей ГНЦ; 13 — помещение теплообменников
1-го контура; 14 — фильтры; 15 — подача воздуха

здании вентцентра. Расположение приводов вентиляторов проекти­
руется также в отдельных помещениях или коридорах обслужива­
ния. Доступ к ним должен быть свободен.
Специальные и технологические вентиляционные системы ком­
плектуются быстродействующими герметичными запорными уст­
ройствами, которые устанавливаются в пределах помещений и за зо252

ной герметизации. Воздуховоды, на которых установлены устройст­
ва, рассчитываются на те же давления, что и обслуживаемые ими по­
мещения. Воздуховоды АЭС должны исключать возможность воз­
действия ионизирующих излучений (в частности, у-излучений)
на персонал. Поэтому они прокладываются вдали от места пребыва­
ния обслуживающего персонала и комплектуются специальной за­
щитой от ионизирующих излучений. В отдельных местах воздухово­
дов предусматриваются дренажи для централизованного отвода
сконденсировавшегося пара.
Забор вентиляционного воздуха осуществляется из специальных
приточных камер. Эти камеры располагаются в зоне свободного ре­
жима или на границе зон свободного и строгого режимов. В помеще­
ниях зоны строгого режима предусматривается воздушное отопле­
ние, совмещенное с приточной вентиляцией, поэтому приточный
воздух прогревается на специально предусмотренных установках
(калориферах).
Выброс воздуха в атмосферу осуществляется только после его
обработки на специальных фильтрах. Количество отводимого из по­
мещений воздуха определяется из расчета проектных величин теплоотвода и концентраций вредных веществ. Для необслуживаемых
помещений, рассчитанных на давление, воздух должен отводиться
в таком количестве, чтобы в помещении создалось разрежение
200 Па. Для периодически обслуживаемых и необслуживаемых по­
мещений, не рассчитанных на давление, проектируемые системы
вентиляции должны обеспечивать разрежение 50 Па.
В периодически обслуживаемых помещениях на время проведе­
ния ремонтных работ скорость воздуха в открытых проемах должна
быть не менее 0,3 м/с, для необслуживаемых — 1 м/с. Системы вен­
тиляции, осуществляющие отвод воздуха и аэрозолей из бассейна
выдержки, должны исключить возможность попадания радиоактив­
ных газов или аэрозолей в реакторный зал. Для этого устанавливает­
ся скорость воздуха в щелях не менее 0,5 м/с.
Выброс в атмосферу технологических сдувок и воздуха из поме­
щений строгого режима осуществляется через вентиляционную тру­
бу. Специальные ремонтные системы вентиляции должны обеспечи­
вать требуемые параметры воздуха из вентиляционных систем. В ча­
стности, производительность вентиляционных систем, предназна­
ченных для подачи воздуха в пневмокостюмы, проектируется
из расчета 15 м3 воздуха в час для одного костюма при давлении в
точке присоединения шланга костюма к воздухомагистрали 5000 Па.
Для создания комфортных условий в помещениях АЭС подавае­
мый воздух при необходимости охлаждается. Для охлаждения воз253

духа на АЭС применяются холодильные машины и различные типы
кондиционеров — автономные, неавтономные, бытовые.
Далее для п р и м е р а приведено описание одной из вентиляцион­
ных систем, работающей по схеме рециркуляции в составе системы
спецвентиляции.
Рециркуляционная
система охлаждения воздуха помещений
САОЗ предназначена для охлаждения воздуха помещений САОЗ
во время работы технологического оборудования систем аварийного
охлаждения зоны в аварийном режиме при разуплотнении 1-го кон­
тура, включая режим обесточивания собственных нужд, а также
во время проверки работоспособности оборудования.
При разработке системы должны быть учтены следующие основ­
ные требования, предъявляемые к этой системе:
обеспечение поддержания нормируемой температуры воздуха
в помещениях, где установлено оборудование системы аварийного
охлаждения зоны при его работе во всех режимах;
обеспечение работоспособности в течение всего аварийного ре­
жима или режима опробования системы;
возможность кратковременного выхода в ремонт во время работы
реактора на мощности.
Система состоит из трех рециркуляционных установок, в каждом
канале безопасности по одной независимой установке.
Каждая установка включает в себя вентиляторный агрегат и груп­
пу калориферов. Через калориферы постоянно циркулирует охлаж­
дающая техническая вода группы А. Охлажденный воздух воздухо­
водов равномерно распределяется по помещениям САОЗ, создавая
в местах размещения основного технологического оборудования со­
ответствующие климатические зоны.
Рециркуляционные установки охлаждения воздуха размещены
в обслуживаемых ими помещениях САОЗ, в каждом одна установка,
соответствующая определенному насосу расхолаживания. Для повы­
шения надежности системы охлаждения воздуха в помещениях, где
расположены насосы расхолаживания, предусмотрены испытания и
контроль за состоянием оборудования системы в соответствии с тех­
нологическим регламентом. Предусмотрена также возможность про­
верки работоспособности установок охлаждения воздуха при любом
эксплуатационном состоянии блока.
Испытания включают в себя следующие виды проверок:
опробование вентагрегатов от ключей управления (источник пи­
тания — рабочий трансформатор собственных нужд);
опробование по программе ступенчатого пуска от дизель-гене­
раторов.
254

Проверка работоспособности установок охлаждения при питании
от дизель-генераторов проводится одновременно с проверкой техно­
логических каналов безопасности.
В режиме нормальной эксплуатации блока технологическое об­
служивание системы производится независимо от технического со­
стояния оборудования. Техническое обслуживание системы включа­
ет в себя:
техническое обслуживание вентагрегатов;
техническое обслуживание воздухоохладителей;
техническое обслуживание воздуховодов и арматуры.
Техническое обслуживание заключается в техническом осмотре
и планово-профилактических работах в соответствии с инструкцией
для обслуживания.
Система охлаждения воздуха предназначена для создания требуе­
мых климатических условий в помещениях во время работы насосов
аварийного расхолаживания. В режиме нормальной эксплуатации
блока система не работает, но находится в состоянии готовности. Че­
рез калориферы постоянно циркулирует охлаждающая техническая
вода группы А.
В аварийном режиме при включении насосов аварийного расхо­
лаживания автоматически включаются в работу вентагрегаты соот­
ветствующих установок системы. Также автоматически они включа­
ются в работу в режиме опробования технологических каналов безо­
пасности и во время планового расхолаживания. При отключении
насосов автоматически отключаются двигатели вентагрегатов соот­
ветствующих установок системы.
Управление рециркуляционной системой охлаждения осуществ­
ляется с БЩУ и РЩУ с помощью индивидуальных ключей управле­
ния. На БЩУ и РЩУ выведена предупредительная сигнализация по­
вышения температуры воздуха в помещениях САОЗ до 323 К.
Двигатели вентагрегатов относятся к потребителям второй груп­
пы надежности и получают питание от секций 0,4 кВ системы на­
дежного электроснабжения.
В режиме нормальной эксплуатации указанные двигатели полу­
чают питание от рабочих или резервных трансформаторов собствен­
ных нужд, в режиме обесточивания — от автономных источников
(дизель-генераторов).
Включение вентагрегатов при обесточивании производится
по программе автоматики ступенчатого пуска, при этом налагается
запрет на дистанционное включение и отключение.
Безаварийность работы системы обеспечивается резервировани­
ем каналов. В каждом канале безопасности работает независимая ус­
тановка охлаждения воздуха. Энергоснабжение и охлаждающая во255

да, обеспечивающие работу системы, имеют также трехканальное
исполнение.
Отказ системы имеет место в случае отказа всех трех каналов
системы.
При анализе отказов канала системы рассматривается отказ сле­
дующих элементов: вентагрегата и теплообменников. В качестве от­
каза вентагрегата принимается повреждение самой конструкции
вентагрегата, системы электроснабжения или повреждение в цепях
управления. В качестве отказа теплообменника принимается повре­
ждение корпуса теплообменника или трубчатки.
Состояние элементов системы в режиме ожидания и во время ава­
рии, виды их контроля и интенсивности отказов приведены в экс­
плуатационной документации.
На основании описания системы и перечисленных особенностей
ее функционирования составлено дерево отказов для одного канала.

Глава 11. РАДИАЦИОННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ
В УСЛОВИЯХ НОРМАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
АЭС

11.1. ИСТОЧНИКИ РАДИОАКТИВНОСТИ И ВЫЗЫВАЕМЫЕ ИМИ
ВТОРИЧНЫЕ ПРОЦЕССЫ

Вопросы радиационной безопасности при нормальной эксплуата­
ции оборудования АЭС в основных и переходных режимах следует
рассматривать в двух аспектах:
воздействие АЭС на окружающую среду (внешняя безопасность);
безопасность работы оборудования, локализованная в пределах
ее территории (внутренняя безопасность).
К первому аспекту относятся вопросы возможного вредного воз­
действия на среду обитания человека (флору, фауну, воздушный
бассейн). При этом рассматривается влияние работы электростан­
ции на людей вне ее территории и профессионально никак не свя­
занных с ней.
Ко второму аспекту относятся вопросы воздействия работающей
электростанции на ее персонал, специально обученный и подготов­
ленный для работы на электростанции в условиях нормальной экс­
плуатации и аварийных ситуаций, а также вопросы надежности обо­
рудования и электростанции в целом (аварии, их причины, длитель­
ность простоев).
Ядерный реактор — основной технологический узел АЭС — яв­
ляется одновременно единственным источником радиационного воз­
действия. Материальными носителями радиационной активности
на АЭС являются осколки деления ядерного горючего и излучение,
возникающее при его делении. Они же являются факторами, опреде­
ляющими радиационную активность и необходимый комплект обо­
рудования АЭС по номенклатуре и мощности для ее локализации
и минимизации. От них зависят также возможности распростране­
ния радиационного воздействия в пределах АЭС и пути распростра­
нения радиоактивности по технологическому оборудованию АЭС
(рис. 11.1).
Твердые радионуклиды, как правило, не выходят за пределы обо­
лочки твэлов и соответственно в этих же пределах локализуется ра­
диационная опасность, связанная с ними. Твердые радионуклиды то­
пливного происхождения могут выходить за пределы твэлов лишь
вследствие непосредственного контакта топлива с теплоносителем
в результате разгерметизации оболочек твэлов.
257

Ядерная реакция

X

s

s
а
С
ОСКОЛКИ

2

деления

Л

о?

Газы

а

"=:

Излучение

Твердые

О)

а
с
О
к
s
м
н
о

Растворение в
теплоноси­
теле и его
активация

ч
U

J3

S
О
С :S
(L> О

Образование
аэрозолей

Системы
спецводоочистки (CBO)
и спецгазоочистки (СГО)

Радиолиз
теплоно­
сителя

Системы
спецвенти­
ляции

Активация
конструкцион­
ных материалов
активной зоны

Активация продуктов
коррозии конструк­
ционных материалов
реакторного контура

Системы непрерывной
и периодической
дезактивации

Биологическая I
защита

а.
-а он
X
н
£

го

Вентиляционная
труба

Система переработки и
захоронения
радиоактивных отходов

Рис. 11.1. Структурная схема обеспечения радиационной безопасности АЭС

Среди осколков деления есть также вещества в газовой фазе. Это
в основном радионуклиды инертных газов (криптона, ксенона) и ио­
да, обладающие высокой проникающей способностью и поступаю­
щие в теплоноситель при практически герметичных оболочках твэлов за счет диффузии и под действием избыточного давления этих
газов по отношению к давлению теплоносителя.
Осколки деления ядер топлива являются фактором, определяю­
щим радиационную обстановку на АЭС (рис. 11.1). Газообразные
осколки деления могут выделяться из теплоносителя при изменении
его теплофизического состояния. Вследствие этого они могут скап­
ливаться в верхних частях оборудования АЭС (в компенсаторе объе­
ма и барбатере, коллекторах парогенератора, ГНЦ и т.п.), откуда уда­
ляются в систему СГО. Особенно интенсивное выделение газообраз­
ных осколков деления происходит при снижении параметров 1-го
контура, организованном выводе части теплоносителя из циркуля­
ционного контура, например, при сбросе теплоносителя в баки гряз­
ного конденсата и т.п. Для вывода газообразной топливной активно­
сти из этих емкостей осуществляется вентиляция их газовых объе­
мов азотом с последующей подачей парогазовых смесей в систему
СГО (см. гл. 9). При наличии неплотностей в этих емкостях, соеди258

нительных трубопроводах или арматуре носители газовой активно­
сти могут выйти в помещения АЭС, где некоторые из них переходят
в конденсированную фазу и образуют радиоактивные аэрозоли. Уда­
ление радиоактивных аэрозолей из помещений АЭС осуществляется
с помощью системы спецвентиляции.
Фактором, определяющим радиационную обстановку на АЭС, яв­
ляется излучение, которое возникает как следствие ядерных реак­
ций, протекающих в реакторе. На долю излучения приходится около
20 % энергии, которая выносится из области деления ядер. Часть
этой энергии (до 4 %) не выходит за пределы ядерного реактора, по­
глощаясь в водном теплоносителе-замедлителе и конструкционных
материалах. Другая часть энергии проникает за пределы ядерного
реактора в помещения АЭС, что приводит к образованию радиоак­
тивных аэрозолей, удаляемых системой спецвентиляции. Для пре­
дотвращения недопустимо вредного воздействия проникающего из­
лучения на эксплуатационный персонал устанавливается биологиче­
ская защита.
Энергия излучения, которая поглощается водным теплоносите­
лем в активной зоне, переходит в другие виды энергии, в частности
приводит к радиолитическому разложению (радиолизу) воды.
Взаимодействие рентгеновского и гамма-излучения с веществом
обусловлено тремя независимыми процессами, которые могут про­
текать и одновременно. Результирующий эффект каждого процесса
зависит от энергии излучения. Для излучения небольших энергий
(до нескольких килоэлектрон-вольт) основным является процесс, ко­
торый называют фотоэлектрическим эффектом. При энергии свы­
ше нескольких килоэлектрон-вольт превалирует эффект Комптояа.
При энергии больше 1 МэВ следует учитывать процесс образования
пар электрон-позитрон.
Взаимодействие нейтронов тепловой энергии с водой практиче­
ски отсутствует. Быстрые нейтроны взаимодействуют с ядрами ве­
ществ при столкновении с ними, отдавая им часть своей энергии.
Электроны, которые рождаются в результате названных процессов
при прохождении через воду, в рассматриваемых условиях могут
иметь скорости, близкие к скорости света. Следует считать, что ос­
новное возможное воздействие на молекулу воды при прохождении
через нее ионизирующего излучения оказывают быстрые электроны.
В результате последовательных актов передачи энергии в процессе
взаимодействия электроны замедляются и поглощаются веществом.
Возможны различные механизмы взаимодействия замедленных
электронов с водой. При поглощении электрона материнским ионом
образуется возбужденная молекула воды Н 2 0 + + е~ -> Н 2 0*, распа­
дающаяся на нейтральные радикалы Н 2 0 * -> Н + ОН. Электрон мо259

жет гидратироваться, тогда его можно представить окруженным
группой поляризованных молекул воды е~ . В этом случае материн­
ский ион диссоциирует, образуя радикал и ион Н 2 0 + -> Н+ + ОН.
Таким образом, в качестве первичных продуктов радиолиза в рас­
сматриваемых условиях образуются радикалы Н, ОН, е~ . Образо­
вавшиеся радикальные продукты в местах их высокой концентрации
(в местах рождения) вступают в реакции друг с другом, рекомбинируют или образуют молекулярные продукты радиолиза:
Н + Н -> Н2; ОН + ОН -> Н 2 0 2 ; Н + ОН -> Н 2 0;
< Q + ^ + 2 H 2 0 - » H 2 + 20H".
Перекись водорода Н 2 0 2 при повышенной температуре термиче­
ски диссоциирует с образованием кислорода
2Н 2 0 2 -> 2Н 2 0 + 0 2 .
Появление радиолитического кислорода необходимо учитывать
и оценивать количественно при анализе водного режима реакторных
контуров АЭС. Уменьшить количество радиолитического кислорода
в первых контурах АЭС с ВВЭР удается путем создания в воде из­
быточной концентрации водорода. При этом подавление образова­
ния кислорода объясняется, например, такой реакцией:
Н 2 0 2 + Н -> Н 2 0 + ОН.
При создании избыточной концентрации водорода более 30 н. см3/кг
концентрация кислорода в воде реакторного контура может быть сни­
жена до 0,01 мг/кг. Благодаря тому, что одним из продуктов радиолиза
растворов аммиака является водород, тот же результат можно полу­
чить при дозировании в реакторную воду аммиака. При этом одно­
временно осуществляется корректировка значения рН до уровня, оп­
тимального для эксплуатации сталей. Например, по эксплуатацион­
ным данным АЭС при содержании аммиака в воде 50—60 мг/кг около
15 мг/кг подвергается радиолизу. При этом образуется примерно 30 н.
см3/кг водорода.
11.2. СИСТЕМА ДОЖИГАНИЯ ВОДОРОДА

Кислород, образующийся из воды при ее радиолизе, расходуется
на коррозию конструкционных материалов реакторной и внереакторной частей 1-го контура. Коррозия в условиях циркуляционного
контура АЭС с ВВЭР протекает по электрохимическому типу с во­
дородной деполяризацией, что дает дополнительный источник гене­
рации водорода в контуре. Коррозионный водород, выделяющийся
260

из теплоносителя, вместе с радиолитическим водородом и другими
газами поступает в систему СГО. Наличие водорода создает опас­
ность взрыва в системе СГО (нижний предел взрывоопасной концен­
трации водорода в воздухе 0,041 или 4,1 % его объемной доли). По­
этому необходимо предварительно удалить водород или снизить его
концентрацию до безопасных пределов. Наиболее просто этого мож­
но достигнуть разбавлением газовой смеси воздухом. Однако этот
путь приводит к существенному возрастанию объемов радиоактив­
ных газообразных отходов, подлежащих переработке в системе СГО,
что особенно нецелесообразно при использовании адсорбционных
методов переработки. Газовые смеси освобождают от водорода ме­
тодом сжигания, т.е. инициируя контролируемую химическую реак­
цию его соединения с кислородом при контакте с катализатором.
Продуктом этой реакции является вода.
Схема установки сжигания водорода на АЭС представлена
на рис. 11.2. Установка состоит из двух линий — рабочей и резерв­
ной. Основное оборудование в каждой линии (газодувки, электрона­
греватели) резервировано. Большое количество резервного оборудо-

Водород

ШЬ^

Рис. 11.2. Установка сжигания водорода на АЭС
261

вания необходимо в составе установки для обеспечения высокой на­
дежности ее работы. Работа АЭС прекращается при полном остано­
ве установки сжигания водорода.
Парогазовые смеси из охладителя выпара 7 деаэратора подпитки
8, барбатера, бака протечек 1-го контура 1 поступают в охладитель
парогазовой смеси 6, где содержащийся в смеси пар конденсируется;
его конденсат возвращается в деаэратор подпитки 1-го контура 8.
Освобожденная от пара газовая смесь поступает в буферную ем­
кость 5, обеспечивающую устойчивость работы газодувок. Газодувка 4 подает газовую смесь через электронагреватель 3 в контактный
аппарат 2. Эффективность проведения процесса сжигания водорода
в контакте с катализатором зависит от скорости диффузии, опреде­
ляющей массоперенос из объема газа к поверхности катализатора.
Скорость диффузии зависит от температуры среды, в связи с чем
требуется поддержание температуры среды на входе в контактный
аппарат выше температуры насыщения водяного пара в этих услови­
ях не менее, чем на 20 °С. Это достигается с помощью электронагре­
вателя 5, установленного перед контактным аппаратом. Установка
имеет линии подвода кислорода для сжигания водорода и водорода,
чтобы поддержать оптимальное соотношение между ними во всех
режимах работы, в том числе и переходных. Количество водорода,
поступающего на установку, колеблется в широких пределах в зави­
симости от режима работы АЭС (от 0,4 до 5,5 м3/ч), и соответствен­
но корректируется количество поступающего кислорода. Повышен­
ное содержание кислорода увеличивает взрывоопасность установки
и пожароопасность угольных адсорберов системы СГО. В этом слу­
чае на установку поступает только водород, а подача кислорода пре­
кращается. Устойчивость работы системы обеспечивается также азо­
том, который циркулирует по замкнутому контуру 4—3—2—6—5—4.
Азот играет роль транспортного агента. Установка эксплуатируется
автоматически, включение и останов резервных агрегатов и линий
производится по импульсам от соответствующих датчиков.
Контактный аппарат (рис. 11.3) представляет собой сосуд с электрообогреваемым корпусом 2, имеющий штуцеры 4, 9 для подвода
и отвода газовой смеси. В корпусе аппарата с зазором относительно
корпуса размещена корзина 5 с катализатором 6. Корзина предохра­
няет корпус от дополнительных термических напряжений, которые
могли бы возникнуть при непосредственном контакте корпуса с ката­
лизатором, так как при соединении водорода с кислородом в резуль­
тате экзотермической реакции происходит выделение теплоты. При
сгорании, например, 1 % по объему водорода в воздухе увеличение
температуры среды составляет приблизительно 80 °С, а в среде водя­
ного пара — около 70 °С. Исходная концентрация водорода на входе
262

Рис. 11.3. Контактный аппарат:
/ — днище эллиптическое; 2 — корпус;
3 — запорное устройство; 4, 9 — штуцеры;
5 — корзина; 6 — катализатор; 7 —
электронагреватель; 8 — термометр

в аппарат может составлять по объ­
ему 4 %. Это означает, что можно
ожидать повышения температуры
среды на 250—300 °С. При локали­
зации этого тепловыделения и при
наличии изоляции корзины от стен­
ки корпуса зазором дополнитель­
ные термические напряжения в ме­
талле корпуса не возникают.
В корзину обычно загружают
шариковый платиновый катализа­
тор марки ШПК-2. Материал ката­
лизатора должен быть коррозионно- и термостойким в среде насы­
щенного водяного пара. При давлении среды выше 0,3 МПа эффек­
тивность его работы снижается, и поэтому давление в контактных
аппаратах близко к атмосферному. Недостаток катализатора этой
марки — большое содержание хлоридов (1,5—2,0 г/кг), которые мо­
гут выноситься из аппарата, способствуя коррозионному растрески­
ванию конструкций из аустенитной стали. Запорное устройство 3
служит для перегрузки катализатора. Эффективность работы уста­
новки сжигания водорода достаточно высока: при объемной концен­
трации водорода в газовой смеси на входе в контактный аппарат
2,5 %, на выходе — 0,02 %.
В процессе МПА находящийся в теплоносителе и скопившийся
в верхних точках оборудования водород выходит в герметичный
объем АЭС в составе паровоздушной смеси газов (туда же входят
ИРГ и другие осколки деления топлива, находящиеся в создавшихся
теплофизических условиях в газообразном состоянии). Опасность
заключается в том, что накопление водорода в этой смеси под герме­
тичной оболочкой может превысить пределы возникновения пожар­
ной опасности или взрывоопасное™. В случае реализации локально­
го взрыва герметичная оболочка может потерять прочность
и плотность, что привело бы к выходу радиоактивных продуктов
за пределы АЭС.
Для предотвращения такого развития событий в СКБ Московско­
го теплотехнического института разработан дожигатель водорода
(рис. 11.4) локального типа. Дожигание водорода осуществляется
263

Рис. 11.4. Дожигатель водорода:
/ — приемный конус; 2 — катализатор; 3 — вы­
ходной патрубок; 4 — корпус

^+++4

на катализаторах типа ГК-6, выполнен­
ных в виде стержней. Выделенная при
химической экзотермической реакции
соединения водорода с кислородом с об­
разованием Н 2 0 теплота обеспечивает
естественную тягу и соответствующий
направленный поток парогазовоздушной
смеси через дожигатель. Катализаторы
устанавливаются внутри герметичной
зоны. На I блок ВВЭР-1000 поставляется
400 катализаторов. Они являются пас­
сивным элементом безопасности и не
требуют никаких операций по включе­
нию в работу. Они также осуществляют
свои функции автономно и не нуждают­
ся в обслуживании персоналом. Полная
производительность по водороду обес­
печивается при температуре в помеще­
нии примерно 60 °С.

11.3. ОБРАЗОВАНИЕ РАДИОАКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
НА ОБОРУДОВАНИИ

Ядерные реакции протекают не только в твэлах, но и за их преде­
лами, в объеме теплоносителя-замедлителя. Водный теплоноситель
содержит примеси, которые могут состоять из двух групп: естест­
венных примесей и продуктов коррозии.
Примеси природной воды (естественные примеси), которые мо­
гут в определенных количествах оставаться в теплоносителе после
его обработки в системах водоподготовки, не представляют опасно­
сти с точки зрения образования радиоактивных отложений, так как
их концентрации остаются постоянными, поскольку внутренние ис­
точники обогащения теплоносителя этими примесями в циркуляци­
онном контуре АЭС отсутствуют. В связи с этим их концентрации
остаются в пределах растворимости. Кроме того, эти примеси дают в
результате ядерных реакций радионуклиды, обладающие [3-излучением, которое имеет малую проникающую способность, и оно прак­
тически целиком поглощается стенками трубопроводов или других
металлоконструкций.
Продукты коррозии представляют собой оксидные и гидрооксид­
ные формы элементов, входящих в состав конструкционных мате264

риалов реакторного контура. Продукты коррозии образуются на по­
верхности металлов и сплавов, контактирующих с теплоносителем,
а затем переходят в него в качестве примеси в результате диффузии
или гидродинамического воздействия потока теплоносителя. Так как
эти примеси поступают из внутреннего источника (конструкционные
материалы циркуляционного контура), этот процесс продолжается в
течение всего периода эксплуатации АЭС. Скорость коррозии конст­
рукционных материалов реакторного контура АЭС с течением вре­
мени падает, но на определенном уровне остается длительное время,
и в соответствии с выходом продуктов коррозии продолжается их
поступление в теплоноситель.
Вместе с циркулирующим теплоносителем примеси продуктов
коррозии проходят через активную зону, где участвуют в ядерных
реакциях с нейтронами излучения. В табл. 11.1 приведены примеры
ядерных реакций, в результате которых образуются основные радио­
нуклиды продуктов коррозии.
Радионуклиды продуктов коррозии являются долгоживущими,
но их вклад в радиоактивность теплоносителя в процессе эксплуата­
ции относительно невелик (менее 30 %) и не влияет существенным
образом на радиационную обстановку, которая в условиях нормаль­
ной эксплуатации определяется газовой активностью. Однако после
останова АЭС ситуация изменяется на обратную из-за наличия ра­
диоактивных отложений.
Образование отложений на внутренней поверхности тепломеха­
нического оборудования зависит от размеров и распределения час­
тиц по размерам, формы, химического состава частиц, состояния по­
верхности, физических свойств жидкости, ее скорости, условий теп­
лообмена и ряда других факторов. Процесс образования отложений
можно разбить на два этапа: доставка частицы к поверхности и за­
крепление частицы на поверхности.
Доставка частицы к поверхности осуществляется протекающей
средой; интенсивность этого процесса тесно связана с гидродинами­
кой потока. В реальных условиях имеют место турбулентные пото­
ки. В структуре турбулентного потока различают три зоны: ядро, пеТаблица 11.1
Ядерные реакции с образованием основных радионуклидов продуктов коррозии

Радионуклид

Ядерная реакция

60

Со

60

58

Со

58

Zn

64

65

Со(п, у) 60Со
Ni(n, р) 58Со
Zn(n, у) 65Zn

Радионуклид
51

Сг

59
54

Fe

Мп

Ядерная реакция
50
58
54

Cr(n,y) 51 Cr

Fe(n, у) 59Fe

Fe(n, р) 54Mn
265

реходную зону и ламинарный пограничный слой, который непосред­
ственно примыкает к ограничивающей поверхности. В этом слое не­
большой толщины (обычно несколько микрон) скорость изменяется
от нуля у стенки до больших величин на границе с переходным сло­
ем. Частицы продуктов коррозии могут достигнуть стенки, только
в том случае, если при выходе из переходного слоя их кинетическая
энергия достаточна для преодоления сопротивления ламинарного
слоя. На участках без обогрева и обогреваемых, работающих в режи­
ме без кипения, наблюдаемая интенсивность отложений меньше,
чем на теплообменных поверхностях с кипением теплоносителя. Об­
разование паровых пузырьков при кипении нарушает ламинарный
слой и значительно интенсифицирует массоперенос из ядра потока
к стенке, что резко увеличивает скорость роста отложений.
Закрепление доставленной частицы на поверхности происходит
в условиях противоборства сил сцепления и отрыва. Силы сцепле­
ния (адгезии) обусловлены, главным образом, силами взаимодейст­
вия атомов и молекул партнеров (силы Ван-дер-Ваальса).
Кроме того, могут действовать силы хемосорбции, а также маг­
нитного и электростатического притяжения при соответствующем
подборе пар. Повышенная скорость подхода частицы к поверхности
увеличивает силы адгезии. Этим силам противодействует сила дина­
мического воздействия потока, поэтому с уменьшением размера час­
тиц силы сцепления возрастают по сравнению с силами отрыва.
Вследствие этого, вероятность закрепления частицы, превосходящей
размерами толщину ламинарного слоя (3 мкм) мала, так как на нее
будут воздействовать значительные силы турбулентного потока пе­
реходной зоны.
Продукты коррозии находятся в водном теплоносителе в растворен­
ном (размер частиц менее 0,001 мкм), коллоидном (0,001—0,1 мкм)
и взвешенном (более 0,1 мкм) состояниях. В реальных условиях экс­
плуатации между эти тремя формами устанавливается динамическое
равновесие. С увеличением общей концентрации возрастает доля
взвешенных продуктов коррозии. Взвешенные частицы образуются
в результате конгломерации коллоидных частиц в растворе и эрози­
онного воздействия потока воды на поверхность оксидной пленки.
Преобладающим (по данным многих анализов) являются частицы
размерами 0,5—5,0 мкм.
Накопление активности на оборудовании АЭС происходит вслед­
ствие миграции с теплоносителем радионуклидов — продуктов кор­
розии конструкционных материалов реакторного контура. Количест­
во радионуклидов в теплоносителе связано с общим количеством
примесей в теплоносителе. Радиоактивные отложения образуются
на всех поверхностях реакторного контура, контактирующих с теп266

лоносителем. Но радиоактивные отложения, находящиеся непосред­
ственно в пределах реактора, составляют малую долю мощности до­
зы излучения реактора и не оказывают заметного влияния на работу
АЭС. Основное внимание поэтому удечяется образованию радиоак­
тивных отложений во внереакторной части циркуляционного конту­
ра (парогенераторы, ГЦН, трубопроводы и арматура).
Можно назвать три основных механизма, ответственных за нако­
пление радионуклидов на оборудовании АЭС, расположенном во
внереакторной части контура циркуляции теплоносителя.
1. Коррозия конструкционных материалов активной зоны и ре­
актора в целом. Время пребывания этих конструкционных материа­
лов в поле нейтронного излучения реактора можно считать неогра­
ниченным, и поэтому процесс образования радионуклидов для ос­
новных элементов достигает насыщения. Оксидные пленки этих ма­
териалов включают в себя радионуклиды соответствующих метал­
лов, а переход их продуктов коррозии в теплоноситель обязательно
связан с поступлением в него радионуклидов, которые выносятся
из реактора теплоносителем и могут образовывать радиоактивные
отложения во внереакторной части контура.
2. Коррозия конструкционных материалов внереакторной части
контура. Эти конструкционные материалы находятся вне поля ней­
тронного излучения активной зоны, поэтому их продукты коррозии
при рождении не содержат радионуклидов. В определенном количе­
стве они переходят в теплоноситель, циркулируют вместе с ним че­
рез активную зону реактора, испытывая воздействие нейтронного
потока, причем часть из них превращается в радионуклиды соответ­
ствующих элементов, что зависит от времени облучения и величины
нейтронного потока. Время облучения, в свою очередь, зависит
от скорости потока теплоносителя в активной зоне, ее геометрии,
среднего времени пребывания частицы продуктов коррозии в тепло­
носителе (от момента поступления частицы в теплоноситель до мо­
мента выхода ее в отложения или на очистную установку с проду­
вочной водой). Образовавшиеся таким путем радионуклиды увели­
чивают активность теплоносителя, который транспортирует их во
внереакторную часть контура, где они могут образовывать радиоак­
тивные отложения.
3. Отложения продуктов коррозии внереакторной части конту­
ра в реакторе на теплопередающих поверхностях (оболочках твэлов) и на поверхностях без теплообмена (внутриреакторных уст­
ройствах, корпусе и т.п.). Слой отложений представляет собой ди­
намичную структуру, в которой непрерывно протекают процессы
осаждения и смыва. Во время пребывания частиц продуктов корро­
зии в этом слое они находятся под воздействием нейтронного пото267

ка, и часть их претерпевает ядерные превращения, образуя радио­
нуклиды. При обратном переходе в теплоноситель эти радионукли­
ды также транспортируются во внереакторную часть, где могут об­
разовывать радиоактивные отложения.
Этим трем механизмам образования радиоактивных отложений
противостоит лишь один фактор — непрерывный отвод части тепло­
носителя из контура циркуляции на очистную установку (СВО-1 или
СВО-2). В связи с этим байпасную очистку теплоносителя, обеспе­
чивающую поддержание концентрации продуктов коррозии в тепло­
носителе в допустимых пределах, следует рассматривать как уста­
новку непрерывной дезактивации первого контура.
Увеличение расхода воды на очистку G или суммы этого расхо­
да и организованных протечек GQ п имеет ограничения технико-эко­
номического характера, так как возрастают тепловые потери на доохладителях продувки, увеличиваются габариты систем спецводо­
очистки и зданий, уменьшается ресурс работы ионообменных смол и
увеличивается их количество, направляемое в хранилище жидких
отходов. Кроме того, следует иметь в виду, что радионуклиды из те­
плоносителя выходят не только с продувочной водой, но и в отложе­
ния. Опыт эксплуатации показывает, что до выхода реактора на
мощность выведение железа и радионуклидов (продуктов коррозии
из реакторной воды) определяется только эффективностью байпасной очистки, а процесс образования отложений на поверхностях
в отсутствии теплообмена не играет заметной роли в балансе приме­
сей в реакторном контуре. Однако при выходе реактора на номи­
нальный уровень мощности степень выведения примесей при том же
расходе на продувку возрастает примерно вдвое. Это означает, что
в условиях тепловой нагрузки в реакторном контуре появляется до­
полнительный приемник примесей теплоносителя, количественно
практически равный эффективности выведения примесей байпасной
очисткой контура. Увеличение расхода воды реактора на очистку мо­
жет лишь уменьшить влияние этого конкурирующего фактора, но не
исключить его. Это означает, что методы непрерывной дезактивации
не позволяют полностью решить проблему предотвращения накоп­
ления радиоактивных отложений. Поэтому в процессе эксплуатации
АЭС возникает необходимость проведения периодических дезакти­
ваций оборудования, отдельных участков или реакторного контура в
целом, которые являются эксплуатационным мероприятием, обеспе­
чивающим снижение доз облучения персонала, обслуживающего
АЭС. Из опыта работы АЭС известно, что через несколько суток по­
сле останова радиационную обстановку в помещениях и
на оборудовании определяют долгоживущие радионуклиды продук­
тов коррозии. Их вклад в суммарную мощность дозы излучения на
268

остановленном оборудовании, согласно данным Кольской АЭС, со­
ставляет 95 %.
Ионизирующее излучение оборудования ограничивает доступ к не­
му для осмотра и ремонта. Малая продолжительность допустимого
времени работы приводит к необходимости привлечения дополни­
тельного количества рабочих, что увеличивает сроки профилактиче­
ских и ремонтных работ, непроизводительные затраты времени на
смену персонала и подготовительные операции, стоимость ремонтных
и профилактических работ и длительность простоя энергетического
оборудования, а следовательно, и недовыработку электроэнергии.
Рост установленной мощности на АЭС приводит к увеличению
суммарной дозовой нагрузки персонала за счет ввода в сферу обслу­
живания дополнительных единиц оборудования. Дозовая нагрузка
персонала растет и во времени при эксплуатации постоянного по со­
ставу оборудования вследствие его амортизации и увеличения вре­
мени на ремонт. Дозовая нагрузка эксплуатационного персонала
АЭС тщательно контролируется и ограничивается безопасными зна­
чениями поглощенной дозы. Поэтому, чтобы дозовая нагрузка пер­
сонала АЭС не стала лимитирующим фактором при обслуживании и
ремонте оборудования реакторного контура, при эксплуатации АЭС
необходимо осуществлять комплекс мероприятий, направленный
на снижение скорости роста активности на оборудовании и поддер­
жание допустимых контролируемых уровней радиоактивности обо­
рудования при его ремонте. Снижение скорости роста радиоактивно­
сти достигается некоторыми водно-режимными мероприятиями, на­
пример периодической пассивацией конструкционных материалов 1го контура с целью снижения скорости коррозии и уменьшения вы­
хода продуктов коррозии.
Радионуклиды в оксидные слои поступают в процессе формиро­
вания оксидных пленок на металлах, т.е. наиболее интенсивно в на­
чальный период эксплуатации, когда скорость коррозии максималь­
на. Естественно, что предварительное создание оксидных пленок
на металлах реакторного контура перед началом эксплуатации реак­
тора приводит к уменьшению радиоактивности оборудования и об­
легчению условий ее удаления. Поэтому проведение пассивации ре­
акторных контуров представляется целесообразным при использова­
нии любых конструкционных материалов, даже коррозионно-стой­
ких типа сталей аустенитного класса.
В настоящее время накопление радионуклидов на оборудовании
рассчитывается путем составления сложных систем дифференциаль­
ных уравнений. Основной недостаток таких систем — наличие в них
многочисленных эмпирических коэффициентов. Эмпирические ко­
эффициенты позволяют решать систему и получать достаточно хо269

рошее описание процессов в тех условиях, для которых эти коэффи­
циенты были определены (состояние «статус-кво»). Однако они не
позволяют удовлетворительно прогнозировать события при измене­
нии режимов работы установки и тем более при переходе к установ­
кам другого типа. Поэтому, чем меньше эмпирических коэффициен­
тов включено в состав уравнений, тем больше возможностей для на­
дежного прогнозирования и разработки эксплуатационных режимов,
при которых процесс накопления радионуклидов на оборудовании
протекает менее интенсивно. Эту задачу можно решить путем разра­
ботки физических моделей процесса накопления радионуклидов
на оборудовании АЭС и создания аналитического аппарата их опи­
сания. Такие модели позволяют проанализировать влияние отдель­
ных режимных и теплофизических факторов, определить основные
факторы и своевременно предусмотреть водно-режимные и конст­
руктивные мероприятия, направленные на снижение темпа роста
и уменьшения количества радионуклидов на оборудовании АЭС.
Названные выше основные физические процессы (механизмы)
образования и накопления радионуклидов продуктов коррозии
(РНПК) в реакторном контуре можно описать аналитически. Основ­
ную трудность при этом составляет аналитическое выражение для
количественного описания образования отложений на твэлах реакто­
ра с учетом одновременно протекающих процессов поступления
продуктов коррозии (ПК) в слой отложений и их смыва. Воспользо­
вавшись выражением, полученным в [25], эту трудность можно пре­
одолеть:
А = Сд[1 - exp(-GBpx)]/p,

(11.1)

где Сд — часть концентрации рассматриваемой примеси, действитель­
но принявшая участие в образовании отложений, кг/кг; GB — радиаль­
ный поток жидкости к поверхности осаждения примесей, кг/(м2 • с),
который определяется согласно аналогии Рейнольдса по соотношению
GB = а/С ; а — коэффициент теплоотдачи при конвективном тепло­
обмене, кВт/(м2 • К); С — теплоемкость при постоянном давлении,
кДж/(кг • К); р — коэффициент пропорциональности смыва, м2/кг;
т — время, с.
Транспорт ПК и РНПК по реакторному контуру осуществляется
теплоносителем. Баланс примесей в нем составлен в соответствии
с технологической взаимосвязью основного оборудования, представ­
ленной на рис. 11.5. Изменение во времени концентрации рассмат­
риваемой примеси теплоносителя описано в рамках точечной моде270

Ы

zzzzz zz

/

ТП

Т

Рис. 11.5. Технологическая последовательность взаимосвязи основного оборудо­
вания реакторного контура АЭС с ВВЭР:
/ — оболочка твэла; 2 — слой отложений на оболочке твэла; 3 — компенсатор дав­
ления; 4 — корпус ПГ; 5,6 — горячий и холодный коллекторы ПГ; 7 — трубка теплообменной поверхности ПГ; 8 — ГЦН; 9 — циркуляционные трубопроводы реак­
торного контура; 10 — системы СВО

ли. Для примесей ПК (стабильных нуклидов) балансное уравнение
имеет следующий вид:
м

f

= Du ВСП в + WK{Sa 3 + 5ВН) + С В РЛ Т А в - DnpC - GBCaSTB -

-MSai
+ SBn)C,
(11.2)
где D nB , D — расходы подпитки и продувки теплоносителя реак­
торного контура, кг/с; С(т),Спв — концентрации рассматриваемого
элемента ПК в теплоносителе и в подпитке, кг/кг; WK(z) — эмиссия
рассматриваемого элемента ПК с поверхности конструкционного ма­
териала в теплоноситель, кг/(м2 • с); 5 а з , SBU, STB — изотермические
поверхности в активной зоне реактора, суммарные изотермические и
теплопередающие поверхности во внереакторнои части контура и
твэлов, м2; А0 — эмпирический коэффициент пропорциональности,
определяющий выход рассматриваемого элемента ПК из теплоноси­
теля на все поверхности реакторного контура, кроме твэлов, кг/
(м2 -с); М— масса теплоносителя в реакторном контуре, кг.
Уравнение (11.2) решается в общем случае численными методами
на ЭВМ. При постоянных во времени значениях Dn в, Dnp, GB, Сп в,
Сд и WK уравнение (11.2) имеет аналитическое решение (при нуле­
вом начальном условии):
С = С0е-^ + [Dn в Сп.в + WK(Sa з + SBH)](1 - е~^) /КМ +
+ GBCaSTB(e^

- e~G^)/Мх(К-

GBp),

(И-3)
271

где К = [D + (Sa3 + 5ВН)Л0]/М указывает каналы выхода ПК из те­
плоносителя, когда слой отложений на твэлах достиг равновесного
уровня.
Из выражения (11.3) видно, что в начальный период эксплуата­
ции реактора (т мало) концентрация примеси в теплоносителе С оп­
ределяется ее концентрацией в воде заполнения контура С0. При
дальнейшей эксплуатации влияние качества воды первоначального
заполнения уменьшается и возрастает влияние «долговременных»
факторов: качества подпиточной воды С пв , эмиссии ПК в теплоно­
ситель WK, расхода продувки D , а также геометрии контура и ха­
рактеристик, определяющих процесс образования отложений на твэ­
лах. Действие «долговременных» факторов приводит при высоком
качестве воды заполнения контура к росту С. Характер повышения
С во времени определяется экспонентами ехр(-Ал) и exp(-G B Pi), по­
этому рост замедляется во времени, а значение С асимптотически
оо

приближается к значению Сстац (при т -> оо);
.оо

Сстац = [А,.всп.в + K(sa, + sj] /КМ.
Из последнего выражения видно, что процесс образования отлооо

жения ПК на твэлах не оказывает влияния на значение С стац , так как
при т —> оо количество примесей, поступающих в слой отложений на
оо

твэлах и выходящих из него со смывом, одинаково. Значение Сстац
полностью определяется режимными факторами (Du в, D), геомет­
рическими характеристиками контура (5 а з и 5ВН), внутренними (WK)
и внешними (Сп в) источниками поступления примесей, эффективно­
стью продувки (D ) и образованием внутриконтурных отложений
(А0). Видно также, что значение Сстац прямо пропорционально WK,
что иллюстрирует необходимость использования в реакторном кон­
туре конструкционных материалов высокой коррозионной стойкости
и обеспечения в нем таких условий водно-химического режима, при
которых и скорость коррозии конструкционных материалов, и эмис­
сия ПК в теплоноситель были бы минимальными.
Изменение концентрации РНПК в теплоносителе во времени опи­
сывается следующим уравнением:
*
М

f-

=

W

- е " Х т )^А.з + Y2CDa з +

-\MC*-C*(Sa3+SJA0,
272

I^BMTA,

- DnpC* (11.4)

где С* — концентрация радионуклида рассматриваемой примеси
в теплоносителе, кг/кг; 71? Y2, Y3 — активационные члены, описы­
вающие процесс генерации РНПК соответственно по каждому
из трех названных выше механизмов образования радионуклидов из
стабильных (материнских) нуклидов; D a 3 — расход теплоносителя
через активную зону реактора, кг/с; X — постоянная радиоактивного
распада, с -1 .
При составлении уравнения (11.4) принято, что с подпиточной
водой РНПК не поступают, а на твэлах осаждаются только стабиль­
ные нуклиды (оба этих допущения не обязательны и введены для уп­
рощения расчетов без особого ущерба для точности).
Активационный член Yl описывает генерацию РНПК в конструк­
ционных материалах активной зоны реактора, постоянно подвержен­
ных воздействию нейтронного потока (т —» °о):
где а а — микроскопическое сечение активации (в зависимости
от средней энергии нейтронов), см2; Ф— плотность (локальная) ней­
тронного потока, облучающего конструкционный материал, см -2 • с -1 ;
f{ — доля рассматриваемого элемента в конструкционном материале
активной зоны реактора; f2 — доля материнского нуклида в естест­
венной смеси стабильных нуклидов рассматриваемого элемента.
Таким образом, первый член уравнения (11.4) описывает поступ­
ление РНПК в теплоноситель с эмиссией ПК в пределах активной
зоны реактора.
Активационный член Y2 описывает генерацию РНПК в теплоно­
сителе за время прохождения им активной зоны (иначе говоря, какая
часть из общей концентрации рассматриваемой примеси С перейдет
в РНПК):

где Ф — средняя по активной зоне плотность потока активирующих
нейтронов, см - 2 -с - 1 ; т а з — длительность однократного прохожде­
ния теплоносителем активной зоны, с.
Активационный член 73 учитывает образование РНПК в слое от­
ложений ПК на твэлах. Если ограничиться учетом образования толь­
ко долгоживущих радионуклидов, которые определяют дозовые на­
грузки персонала АЭС, то значение активационного члена У3 опре­
деляется соотношением:
Г3 = а а Ф/ 2 т ж ,
273

где т , — среднестатическое время жизни частицы ПК в слое отло­
жений на твэлах, с.
Из соотношения (11.1) по теореме о среднем можно получить вы­
ражение для среднестатистического времени жизни частицы в слое
отложений на твэлах, с:
*ж = ! / С вРТогда

r3 = a a ^ 2 /G B p.
Подставив полученное выражение для У3 в третий член уравне­
ния (11.4), получим иную его запись
«V^BCABO

-

^°BPT)/GBP

= а а Ф/АЛв,

откуда видно, что генерация РНПК в слое отложений на твэлах пря­
мо пропорциональна удельному количеству отложений на твэлах.
При постоянных во времени значениях WK, Z)a3, D

Ф, Ф, GB,

со

С , и при С = Сстац уравнение (11.4) имеет аналитическое решение.
Его анализ показывает, что динамика изменения С* во многом ана­
логична и определяется теми же факторами, что и изменение С. При
т —> °° концентрация рассматриваемого РНПК С* стремится к сво­
ему стационарному уровню:

Сс*™ = ( ^ А з

+

1 У > а з С + Y3GBVATBSrB)/QM,

(11.5)

где Q = К + А,, что показывает на наличие для РНПК дополнительно­
го (по сравнению с ПК) канала выхода их из теплоносителя — ра­
диоактивного распада.
Кроме конструктивных и эксплуатационных характеристик реак­
торного контура, в выражение (11.4) входит величина AQ, которая ха­
рактеризует отличия рассчитываемого контура от подобных ему дру­
гих контуров, в том числе выполненных по тому же проекту. Она оп­
ределяется по имеющимся данным эксплуатации, например, по знасо

чению С в известный момент времени или по значению С стац .
Накопление РНПК на внутренних поверхностях реакторного кон­
тура описывается уравнением
л *
7T

= I S

N
BH^0

—Сстгп-Ъ1

>

01.6)

где п — количество РНПК рассматриваемого элемента примеси на
внутренней поверхности; NA — число Авогадро; JJ, — моль рассмат­
риваемого элемента.
274

При нулевом начальном условии уравнение (11.6) имеет следую­
щее решение:

"'-SmA0NAclZ(\-e-Xt)/(Xpi),
откуда легко получить удельную поверхностную осредненную ак­
тивность оборудования реакторного контура, Бк/м2:
>пов

Л

УЯ

=

. ,7 ^*°° , ,

^0^Сстац(1-^

-Xt.

,,.

ч

)/(^Ц)-

Система уравнений (11.1), (11.2), (11.4), (11.6) позволяет рассчи­
тывать динамику формирования мощности доз излучения от обору­
дования реакторного контура АЭС с ВВЭР с учетом индивидуаль­
ных конструктивных и режимных факторов, а также оценивать влия­
ние работы АЭС на промежуточных и переменных нагрузках на дос­
тупность и ремонтопригодность ее оборудования.
11.4. МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ДЕЗАКТИВАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ

Уровень радиоактивности оборудования перед его ремонтом
уменьшают путем проведения дезактивации циркуляционного конту­
ра в целом или отдельного оборудования. Если дезактивация обору­
дования осуществляется в составе главного циркуляционного контура
или по автономному циркуляционному контуру, то его демонтаж не
требуется. В этом случае проводится, как правило, дезактивация ре­
акторного контура в целом, в результате чего снижается мощность
дозы излучения от всего оборудования и улучшается радиационная
обстановка в помещениях АЭС. Для реакторного контура в целом ис­
пользуют, как правило, химические методы дезактивации.
Методы периодической химической дезактивации разрабатыва­
ются применительно к конкретным условиям данной АЭС с учетом
количества, структуры, химического и изотопного состава отложе­
ний и целей дезактивации. Если дезактивация должна быть полной,
то при разработке методов следует исходить из необходимости пол­
ного растворения всего оксидного слоя, включая и труднораствори­
мые соединения.
При выборе метода дезактивации конкурирующие методы оцени­
вают по следующим критериям: длительности процесса; коэффици­
енту дезактивации; степени коррозионного воздействия на основные
конструкционные материалы; количеству сбросных радиоактивных
вод; возможности концентрации радиоактивности, например, на
ионообменных фильтрах; технологическим условиям проведения
процесса дезактивации по температуре, времени, скорости движения
раствора; возможности использования основного оборудования кон­
тура; дефицитности реагентов, их стоимости, условиям хранения,
обращения и т.д.
275

Радиоактивные отложения имеют две особенности, определяю­
щие основные трудности разработки средств и методов дезактива­
ции: диффузия радионуклидов в оксидную пленку металлов и даже в
поверхностный слой металла на глубину до 30 мкм и прочное сцеп­
ление оксидной пленки с поверхностью металлов.
Для удаления радиоактивности требуется растворить оксидную
пленку, а это представляет часто технологические трудности в связи
со спецификой ее структуры. В реакторных контурах АЭС образуют­
ся, как правило, оксидные пленки типа шпинелей. При изготовлении
реакторного контура в основном из стали марки 0Х18Н10Т оксид­
ные пленки шпинельной структуры могут образовываться как из од­
ного катиона, например Fe 3 0 4 , у — Fe 2 0 3 , у — Сг 2 0 3 , Со 3 0 4 , так и из
нескольких. В этом случае они дают смешанные оксиды типов
FeCr 2 0 4 , CoFe 2 0 4 , NiCr 2 0 4 , NiCo 2 0 4 . Растворять эти соединения
очень трудно, что осложняет технологию дезактивации.
В настоящее время распространен окислительно-восстановитель­
ный метод химической дезактивации, который проводится в не­
сколько стадий. На первой стадии используется окислительный рас­
твор. Его назначение — окисление аниона Сг 2 0 3 до хромат-иона,
окисление нерастворимого хромата FeCr 2 0 4 до растворимой формы
хромата и двухвалентного железа до трехвалентного, а также окис­
ление магнетита до более растворимых оксидов. Для этой цели наи­
более применим раствор едкого натра NaOH (0,5—1,5 %) и перманганата калия КМп0 4 (0,05—0,15 %). Аналогичное действие оказыва­
ет сложный раствор, куда входят перекись водорода и комплексоны
(например, НТА или ЭДТА).
На второй стадии можно использовать большое количество реа­
гентов, назначение которых — растворить подготовленные к этому
радиоактивные элементы отложений. Для этой цели используют ми­
неральные (азотную, серную), но чаще органические кислоты (щаве­
левую, лимонную, моноцитрат аммония и комплексоны — ЭДТА,
НТА, ДТПУ и др.).
После каждой стадии проводится тщательная водная промывка
контура. Обе стадии дезактивации, включая промывки после каждой
стадии, составляют один цикл. По опытным данным за три-четыре
цикла можно удалить 97—99 % радиоактивных отложений. Основ­
ной недостаток многостадийного метода дезактивации — длитель­
ность процесса и большое количество сбросных радиоактивных вод,
которые требуют переработки и захоронения.
В табл. 11.2 приведены соотношения затрат в общей стоимости
дезактивации для окислительно-восстановительного метода, откуда
видно, что с увеличением установленной мощности блоков АЭС ос276

Т а б л и ц а 11.2
Соотношение затрат в общей стоимости дезактивации

Затраты

Соотношение затрат, %, при следующих значе­
ниях установленной мощности блока АЭС, МВт
70

215

3110

440

1000

Простои оборудования

36,4

63,7

71,8

78,3

89,1

Переработка и захоронение
отходов

18,0

10,3

8,0

6,2

зл

Материалы и электроэнергия

8,9

5,1

3,9

3,0

1,5

Исследования

36,7

20,9

16,3

12,6

6,3

новные затраты связаны с недовыработкой электроэнергии, а также
с переработкой и захоронением радиоактивных отходов.
Стремление сократить время простоя оборудования и количество
радиоактивных отходов, подлежащих переработке при дезактивации,
вызывает необходимость совершенствовать технологию дезактива­
ции. Весьма перспективным является метод высокотемпературной
дезактивации с применением композиций на основе комплексонов.
Химический метод дезактивации используют применительно
к оборудованию установок спецводоочистки, циркуляционных пе­
тель реактора и контура в целом, насосам, арматуре, приводам СУЗ,
чехлам хранения кассет и инструменту.
Иногда для удовлетворения эксплуатационных потребностей мо­
жет оказаться достаточной дезактивация части реакторного контура.
Этой цели служат специальные дезактивационные установки, напри­
мер установка для дезактивации парогенераторов, созданная в Рос­
сии и используемая на практике, в том числе и за рубежом. Оптими­
зация режимов и средств дезактивации должна осуществляться
с учетом не только количества накопившейся радиоактивности
на оборудовании, но и темпа ее нарастания. При высокой скорости
роста радиоактивности средний уровень излучения от оборудования,
при котором осуществляется его обслуживание в течение периода
времени т, выше, чем при более низком темпе роста активности в те­
чение равных промежутков времени т. Максимальный уровень роста
радиоактивности до проведения дезактивации определяется рядом
технико-экономических соображений. Основа комплекса экономиче­
ских соображений — эквивалентность затрат на дезактивацию
и экономия на трудозатратах (с учетом дозовой нагрузки) для прове­
дения осмотра, ревизии или ремонта оборудования после дезактива­
ции. Естественно, стоимость дезактивации должна быть меньше
или, по крайней мере, равна достигаемой экономии. Как следует
277

из табл. 11.2, главными затратами при дезактивации являются недо­
выработка электроэнергии и стоимость переработки отходов, в связи
с чем стоимость дезактивации существенно возрастает при увеличе­
нии продолжительности дезактивации и количества радиоактивных
сбросов.
Чем больше стоимость дезактивации, тем большая экономия
должна быть достигнута при проведении последующих ремонтных
работ и эксплуатации оборудования. Поэтому применение техноло­
гически сложных методов дезактивации с продолжительным циклом
и большим количеством радиоактивных отходов, подлежащих пере­
работке, приводит к необходимости увеличения междезактивационного периода. В результате эксплуатация оборудования в период до
проведения дезактивации происходит в условиях его повышенной
радиоактивности и требуется достижение высоких значений коэф­
фициента дезактивации:
If — л
/л
^д
^нач'^кон'

где Ашч и Акои — уровни мощности дозы излучения от оборудования
до и после дезактивации соответственно.
Это часто представляет значительные затруднения, поэтому ре­
шение проблем дезактивации требует комплексного системного под­
хода, позволяющего найти оптимальное решение для выбора конст­
рукционных материалов, водно-режимных мероприятий и условий
эксплуатации. Такой подход даст возможность снизить средний уро­
вень активности оборудования АЭС.
Еще более ощутимый экономический и социальный (улучшение
условий труда) эффект может дать разработка относительно простых
и эффективных методов дезактивации.
Для съемного или демонтируемого оборудования на АЭС должен
быть предусмотрен цех или участок дезактивации, оснащенный не­
обходимым оборудованием, например ваннами, которые заполняют­
ся дезактивирующими растворами. При использовании погружного
метода узлы и детали, подлежащие дезактивации, размещаются
в ваннах под уровнем раствора тех или иных химических реагентов.
Обычно в этих случаях используются модификации окислительновосстановительного метода дезактивации. Ванны поочередно запол­
няются дезактивирующими растворами и водой. Для интенсифика­
ции процесса осуществляется перемешивание растворов путем при­
нудительной циркуляции насосами или барботажем, или с помощью
ультразвука. Целесообразно иметь на участке не менее трех типовых
ванн, отличающихся друг от друга размерами.
Кроме ванн, участок дезактивации должен быть оборудован ем­
костями для приготовления растворов химических реагентов и сред278

ствами их подачи в ванны, теплообменниками для подогрева раство­
ров в соответствии с принятой технологией, а также баками для сли­
ва и хранения отработавших радиоактивных дезактивационных рас­
творов и оборудованием для подачи их на переработку.
Отдельные детали иногда более удобно дезактивировать электро­
химическим методом. Сущность его заключается в электрохимиче­
ском растворении поверхности изделия в растворе электролита при
пропускании через него постоянного тока. Изделие является анодом,
катод изготавливается из свинца или алюминия, и QTO форма должна
воспроизводить конфигурацию дезактивируемой поверхности. Это
ограничивает возможности метода.
Для дезактивации больших поверхностей (наружных поверхно­
стей технологического оборудования, внутренних поверхностей ба­
ков и бассейнов, полов и стен помещений и т.п.) при другом составе
и иной структуре слоя радиоактивных загрязнений используются
гидромониторы или пароэмульсионный метод. Принцип действия
гидромонитора заключается в создании компактной струи дезактивационного раствора, истекающей под большим давлением из сопла.
Струя перемещается по дезактивируемой поверхности или какой-ли­
бо ее части по определенному закону, обеспечивая удаление радио­
активных отложений, причем дезактивирующий раствор может из­
меняться по составу.
При использовании пароэмульсионного метода имеется опыт при­
менения дезактивирующего раствора, содержащего щавелевую кисло­
ту концентрацией 20 г/кг, поверхностно-активное вещество концен­
трацией 5 г/кг и гексаметафосфат натрия концентрацией 5 г/кг.
С помощью специального пистолета, к которому подводится пар под
давлением 0,8—1,2 МПа, раствор в виде паровой эмульсии наносится
на поверхность. Скорость обработки поверхности примерно 1 м2/мин.
В зависимости от состояния поверхности и вида загрязнения дезакти­
вирующий раствор может меняться. Аналогично можно проводить
дезактивацию помещений.
Локальные загрязнения и инструмент иногда дезактивируют ме­
ханическим способом. В этом случае используют реагенты и техно­
логию многостадийного метода химической дезактивации, нанося
растворы специальными щетками, протирками и т.п.

Глава 12. ОБРАЩЕНИЕ С РАДИОАКТИВНЫМИ
ОТХОДАМИ НА АТОМНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

12.1. КЛАССИФИКАЦИЯ РАДИОАКТИВНЫХ ОТХОДОВ

К радиоактивным отходам (РАО) относятся не подлежащие даль­
нейшему использованию растворы, газы, изделия, материалы, обо­
рудование, аппаратура, грунт, содержащие радиоактивные вещества
в количествах, превышающих безопасные для экосферы значения,
установленные действующими нормативами.
Радиоактивные отходы классифицируются по агрегатному со­
стоянию, уровню активности и физико-химическому состоянию [1].
По агрегатному состоянию РАО подразделяются на жидкие, твер­
дые и газообразные.
По уровню активности жидкие отходы (ЖРО) подразделяются на
высокоактивные, среднеактивные и низкоактивные (табл. 12.1);
твердые (ТРО) — на отходы 1 -й группы (слабоактивные), 2-й груп­
пы (среднеактивные) и 3-й группы (высокоактивные) (табл. 12.2);
В зависимости от физико-химического состава и способа обраще­
ния ЖРО подразделяются:
на гомогенные (водные или органические растворы) и гетероген­
ные (пульпы, эмульсии, суспензии);
на высокосолевые и малосолевые.
Твердые РАО подразделяются:
на сжигаемые (древесные отходы, ветошь, бумага);
на прессуемые (металлические отходы, пластикаты);
на дезактивируемые (металлические отходы);
на упаковываемые без обработки (отходы 3-й группы и некоторые
отходы 2-й группы).
Таблица 12.1
Классификация жидких РАО по уровню активности [1]

Отходы

Удельная активность, Бк/л (Ки/л)

Низкоактивные

Менее 3,7- 105 (менее \0~5)

Среднеактивные

3,7- 105—3,7- 1010 (10 5 —1)

Высокоактивные

Более 3,7- 1010 (более 1)

П р и м е ч а н и е . 1 Б к = 1 распад/с; 1 Ки = 3,7 • 1010 распад/с.

280

Таблица 12.2
Классификация твердых РАО по уровню активности [1]

Поверхностное
Мощность до­
загрязнение,
зы гамма-из­
Удельная бета- Удельная альфачаст/(см2 • мин)
Груп­ лучения в
активность, Бк/
активность,
10 см от по­
па
альфаБк/кг (Ки/кг)
кг (Ки/кг)
бета-части­
верхности,
частица­
цами
мЗв/ч (мбэр/ч)
ми
5-Ю 2 —10 4
7,4- 103—
-3,7- 105
(2- 10~7-10~5)

1

1,3- ю-3—0,3
(0,13—30)

7,4- 104—
-3,7- 106
(2- 10"6—10^)

2

0,3—10
(30—1000)

3,7 -106—
-3,7-10 9

3,7- 105—
-3,7-10 8

(ю- 4 —ю- 1 )

(ю- 5 —ю- 2 )

Более 3,7- 109
(более Ю-1)

Более 3,7-10 8
(более 10~2)

3

Более 10 (бо­
лее 1000)

5—103

104—107

103—106

Более 107

Более 106

Источники радиоактивных отходов и хранение отходов.
На АЭС радиоактивные отходы образуются при нормальной экс­
плуатации энергоблоков, аварийных ситуациях, а также при выводе
энергоблоков из эксплуатации.
Жидкие РАО на АЭС с реакторами на тепловых нейтронах обра­
зуются при работе установок поддержания водно-химического режи­
ма реактора и установок по очистке малосолевых вод, за счет проте­
чек теплоносителя, в процессах дезактивации оборудования, поме­
щений и спецодежды, в саншлюзах и в радиохимических лаборато­
риях.
Активность жидких РАО является, в основном, результатом акти­
вации нейтронами компонентов конструкционных материалов (ко­
бальта, марганца, хрома, железа и пр.) и продуктов коррозии, при­
сутствующих в теплоносителе, а также результатом утечки из негер­
метичных твэлов продуктов деления (цезия, рутения и пр.).
Твердые РАО образуются при работе энергетических установок
ядерного энергоблока, в радиохимических лабораториях, в технологи­
ческих процессах переработки и очистки жидких и газообразных от­
ходов (фильтры, сорбенты, ионообменные смолы и пр.), а также при
ремонтах и выводе энергоблока из эксплуатации (технологическое
оборудование и элементы биологической защиты, датчики КИП, тру­
бопроводы, инструмент, одежда и пр.).
Радиоактивность твердых отходов обусловлена в нормальном ре­
жиме теми же радионуклидами, что и жидких отходов.
281

Специфика РАО состоит в том, что в настоящее время единствен­
ным приемлемым способом их относительного обезвреживания яв­
ляется хранение в течение длительного времени с целью распада со­
держащихся в них радионуклидов.
Радиологическая опасность РАО, а следовательно, и необходимая
продолжительность их контролируемого хранения, должна составлять:
до 300 лет — для отходов низкого и среднего уровней активно­
сти, содержащих продукты активации и малые количества долгоживущих продуктов деления;
до 1000 лет — для высокоактивных отходов, содержащих долгоживущие продукты деления;
более 1000 лет — для отходов, содержащих трансурановые эле­
менты [1].
Радиоактивные отходы, образующиеся на АЭС в период эксплуа­
тации относятся в основном к низкоактивным отходам и содержат ра­
дионуклиды с периодом полураспада менее 30 лет. Количество высо­
коактивных отходов составляет менее 1 % общего количества РАО.
Существующая практика обращения с РАО состоит в том, что
твердые РАО, а также выпаренные и отвержденные ЖРО должны
храниться на территории АЭС в течение всего срока эксплуатации
станции плюс время продленного срока службы энергоблоков и вре­
мя вывода их из эксплуатации, т.е. в течение 50—100 лет. Такое хра­
нение РАО рассматривается как временное, предшествующее окон­
чательному их захоронению.
12.2. КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ ОСНОВЫ ОБРАЩЕНИЯ
С РАДИОАКТИВНЫМИ ОТХОДАМИ ЯДЕРНОГО ЭНЕРГОБЛОКА

Цели и задачи обращения с РАО. В основу концепции обраще­
ния с радиоактивными отходами положен принцип: отходы должны
перерабатываться, храниться, транспортироваться и захораниваться
таким образом, чтобы на протяжении срока их потенциальной опас­
ности они не могли при любых обстоятельствах оказать вредного
влияния на население и окружающую среду. Контролируемое хране­
ние РАО предусматривается в инженерных сооружениях, оконча­
тельное захоронение — в геологических формациях. Следовательно,
хранение — это такое размещение РАО, которое предусматривает
возможность их последующего извлечения с целью замены упаковки
и (или) захоронения. При захоронении РАО в геологические форма­
ции их последующее извлечение не предполагается.
Обеспечение безопасного обращения с РАО основано на соблюде­
нии национальных норм радиационной безопасности и рекоменда­
ций Международной комиссии по радиационной защите, принципа­
ми которых являются:
282

не превышение установленного дозового предела;
исключение возможности всякого необоснованного облучения;
снижение уровня облучения до минимально возможного.
Дополнительными общими требованиями к защите населения
и окружающей среды от воздействия РАО являются:
ограничение использования земли;
ограничение водопользования и загрязнения подземных вод;
ограничение загрязнения атмосферы.
В основу выполнения общих требований положено нормирова­
ние выбросов и сбросов, поступающих в открытую гидросеть и ат­
мосферу, а также использование мультибарьерного принципа защит­
ных барьеров: матрицы, в которую включены РАО, герметичного
оборудования и упаковок, биологической защиты, инженерных со­
оружений и геологической формации (в случае захоронения РАО).
Схема реализации концепции обращения с РАО. Реализация
мультибарьерной концепции защиты окружающей среды при обра­
щении с жидкими и твердыми РАО осуществляется в несколько эта­
пов (рис. 12.1).
Сбор и сортировка РАО — это дифференциация их по различным
параметрам, что делает реальной техническую возможность осуще­
ствления раздельной эффективной переработки всех категорий РАО.
Выбор системы сбора ЖРО должен определяться:
радионуклидным составом, уровнем активности, количеством от­
ходов;
физико-химическим составом и способом переработки отходов
с учетом гомогенности или гетерогенности, солесодержания, кислот­
ности и пр.
Кондиционирование РАО — это их концентрирование (или умень­
шение массы и объема), фиксация в устойчивой матрице и контейне­
ризация.
Концентрирование ЖРО имеет целью выделение минимального
по объему концентрата, содержащего радионуклиды и получение
очищенной воды, пригодной для дальнейшего использования. К ме­
тодам концентрирования относятся: фильтрование, центрифугирова­
ние, химическая обработка, ионный обмен, выпаривание. На АЭС
в качестве основного метода применяется выпаривание. Получен­
ный кубовый остаток подтверждается методами битумирования или
цементирования (в принципе возможно остекловывание или включе­
ние в керамику). Иногда выпаривание ЖРО проводится до солевого
плава, который затаривается в металлические упаковки и хранится
в бетонных отсеках. Пульпы ионообменных смол и перлита, как пра­
вило, хранятся в емкостях хранилищ жидких РАО.
283

ЖРО

1-й этап

TPO

СБОР, КЛАССИФИКАЦИЯ, СОРТИРОВКА
(по виду, уровню активности, категории)

2-й этап

КОНДИЦИОНИРОВАНИЕ:
концентрирование,
отверждение,
сжигание,
прессование,
дезактивация,
упаковка или контейнеризация

3-й этап

ДОЛГОВРЕМЕННОЕ ХРАНЕНИЕ:
в наземных сооружениях;
в приповерхностных сооружениях

4-й этап

ТРАНСПОРТИРОВКА:
формирование транспортных контейнеров;
перевозка;
разгрузка транспортных контейнеров

ЗАХОРОНЕНИЕ:
в приповерхностных сооружениях;
в геологических формациях
Рис. 12.1. Современный вариант концепции обращения с РАО ядерного энерго­
блока

Твердые РАО до переработки хранятся в специальных бетонных
бункерах-хранилищах. Твердые отходы 1-й (и частично 2-й) группы
после сортировки ожигаются, несжигаемые — прессуются, металли­
ческие —дезактивируются и/или переплавляются. Твердые отходы
3-й (и частично 2-й) группы, которые не подлежат переработке, упа­
ковываются в специальные защитные контейнеры.
Временное хранение РАО имеет целью:
обеспечение безопасности персонала АЭС, населения и окружаю­
щей среды;
сбор и усреднение состава растворов ЖРО и обеспечение беспе­
ребойной работы установок по переработке отходов;
снижение активности и тепловыделения отходов перед их перера­
боткой и/или перед захоронением;
прием отходов в случае прекращения работы установок по пере­
работке отходов;
284

создание резерва времени на строительство дополнительных ус­
тановок по переработке отходов и сооружение могильников.
Общие требования к хранилищам:
обеспечение максимально возможной степени безопасности пер­
сонала АЭС, населения и окружающей среды;
обеспечение надежности хранения РАО на весь период хранения;
поддержание заданного режима хранения;
обеспечение возможности извлечения отходов для дополнитель­
ной обработки и/или захоронения;
обеспечение надежного контроля за безопасностью хранения.
Требования к хранилищам жидких радиоактивных отходов пре­
дусматривают хранение данного вида отходов в специальных емко­
стях, конструкция которых исключает возможность утечек радиоак­
тивных растворов в грунт и подземные воды. Для этого сооружают
емкости с поддоном для сбора протечек (иди емкости типа «бак в ба­
ке») и с системой для перекачки протечек в емкости. На случаи
нештатных ситуаций предусматривают наличие резервных емкостей.
Емкости должны быть обеспечены системами перемешивания содер­
жимого, теплоотвода, выдачи растворов в необходимом режиме, кон­
троля уровня, температуры, давления и радиационного контроля. Обя­
зательно наличие системы разбавления радиолитического водорода.
Требования к хранилищам твердых радиоактивных отходов пре­
дусматривают хранение твердых и отвержденных РАО в специаль­
ных отсеках с учетом характеристик отходов и упаковок.
Для горючих РАО должны выделяться отдельные отсеки или по­
мещения, оборудованные системами пожаротушения, принудитель­
ной вытяжной вентиляции с обязательной очисткой выбрасываемого
воздуха.
Конструкция хранилища должна предусматривать возможность
извлечения упаковок с РАО для последующей обработки, переупа­
ковки и/или захоронения.
Хранение твердых радиоактивных отходов 3-й группы должно
осуществляться в отдельных отсеках.
Требования к упаковкам РАО. Все виды переработанных РАО
(и РАО не подлежащих переработке) должны храниться в специали­
зированной таре (упаковках), которые являются компонентом систе­
мы защитных барьеров.
Конструкция упаковки должна обеспечивать герметизацию РАО,
возможность выполнения с минимальными дозозатратами транспортно-технологических операций с ними при использовании стандарт­
ных механизмов. Упаковки могут группироваться в связки и/или за­
гружаться в транспортный грузовой контейнер.
285

Для транспортировки РАО используются упаковки типа А и Б:
тип А — упаковка с ограниченной вместимостью по радиоактив­
ному содержимому и регламентированной прочностью конструкции,
рассчитана на нормальные условия транспортирования; тип В —
упаковка без ограничения вместимости и конструкцией, обеспе­
чивающей механическую прочность и безопасность в аварийных ус­
ловиях.
Упаковка должна проектироваться и изготавливаться таким обра­
зом, чтобы даже в случае аварии ее биозащита не разрушалась.
Требования к долговременным хранилищам РАО предписывают,
что при разработке проекта хранилища должны быть решены сле­
дующие вопросы:
определена вместимость хранилища на весь период его эксплуа­
тации для отходов всех групп;
определены состав и конструкция сооружений хранилища, а также
разработана транспортно-технологическая схема его обслуживания;
определены условия хранения отходов в хранилище, обеспечи­
вающие сохранность упаковок с РАО в течение всего периода хране­
ния и контроль параметров хранения;
создана компьютеризированная система учета и паспортизации
поступающих РАО, их перемещения в процессе хранения и отправки
на захоронение;
определен перечень аварийных ситуаций и предусмотрены инже­
нерные средства локализации РАО в данных ситуациях.
Конструкция хранилища должна соответствовать следующим ус­
ловиям:
не допускать попадания и накопления дождевой, талой и других
вод в зону размещения упаковок РАО;
обеспечивать устойчивость инженерных сооружений хранилища
к ветровой, водной и другим видам эрозии;
срок функционирования системы защитных барьеров хранилища
должен соответствовать сроку нахождения в нем РАО;
обеспечивать возможность извлечения упаковок для отправки
на захоронение или перегрузку в случае нарушения герметичности
упаковок.
Срок эксплуатации долговременного хранилища определяется
сроком эксплуатации АЭС и проектом вывода АЭС из эксплуатации.
12.3. ОТРАБОТАВШЕЕ ЯДЕРНОЕ ТОПЛИВО
И РАДИОАКТИВНЫЕ ОТХОДЫ НА АЭС С РЕАКТОРОМ ВВЭР

Отработавшее ядерное топливо (ОЯТ). На атомных электро­
станциях основное количество наиболее радиологически значимых
нуклидов (более 99,5 %) находятся в ядерном топливе тепловыде286

ляющих сборок. Образование в топливе высокоактивных радионук­
лидов, в том числе долгоживущих альфа-активных искусственных
трансурановых элементов (плутония, нептуния, америция, кюрия
и др.) обусловливает большую потенциальную опасность отработав­
шего топлива АЭС, которая может сохраняться на протяжении тысяч
лет. Часть этих нуклидов (например, плутония, а в будущем, возмож­
но, и других делящихся изотопов трансурановых элементов) после
радиохимической переработки может быть вновь использована
в топливном цикле как ядерное топливо; часть радионуклидов мо­
жет быть, после экстракции, подвергнута длительному нейтронному
облучению в реакторах с целью снижения их общей активности
(т.е. подвергнута трансмутации), однако в конечном счете при лю­
бых технологиях дальнейшего использования ОЯТ и любой органи­
зации топливного цикла останется значительное количество высоко­
активных долгоживущих радионуклидов, не подлежащих использо­
ванию и являющихся радиоактивными отходами. Проектная техно­
логическая схема обращения с отработавшим ядерным топливом
предусматривает вывоз этого топлива с территории АЭС в специаль­
ных транспортных контейнерах на радиохимический комбинат для
регенерации.
В табл. 12.3 представлены данные по основным радиационным
характеристикам облученного ядерного топлива (продуктов деления
и актиноидов) [2].
Жидкие радиоактивные отходы. Активация теплоносителя 1-го
контура обусловлена:
1) так называемой осколочной активностью, так как при работе
энергоблока возможно попадание продуктов деления в теплоноси­
тель 1-го контур в результате следующих процессов:
выхода в теплоноситель продуктов деления, присутствующих
в качестве загрязнений на внешних поверхностях твэлов;
выделения газообразных продуктов деления из-под оболочек твэ­
лов через микродефекты в оболочках из-за газовой негерметичности
твэлов;
выхода всего спектра продуктов деления в контур в результате
прямого контакта теплоносителя с топливом при значительном по­
вреждении оболочек твэлов;
2) коррозионно-примесной активностью, уровень которой опре­
деляется следующими процессами:
активацией продуктов коррозии и примесей, проходящих с тепло­
носителем через активную зону реактора;
активацией пленки продуктов коррозии на конструкционных ма­
териалах активной зоны реактора, омываемых теплоносителем.
287

Таблица 12.3
Интегральные удельные радиационные характеристики продуктов деления топлива
реактора ВВЭР-1000
Теплота распада, кВт

Активность,
Бк 10"

Керма-эквивалент, нГр • м2/с

полная

бета-

гамма-

7,64+ 18

2,67+11

2,59 + 03

1,28 + 03

1,29 + 03

1 мин

5,23 + 18

1,55 + 11

1,35 + 03

6,10 + 02

7,30 + 02

1ч

2,83 + 18

6,56 + 10

5,08 + 02

2,05 + 02

2,98 + 02

1 суг

1,56 + 18

2,58 + 10

1,92 + 02

7,60 + 01

1,13 + 02

1 мес

5,40+17

6,85 + 09

5,90 + 01

2,82 + 01

3,01 + 0 1

0,5 года

1,77+17

1,57 + 09

1,98 + 01

1,28 + 01

6,82 + 00

1 год

9,99+ 16

6,85 + 08

1,12 + 01

8,11 + 0 0

2,97 + 00

3 года

3,46+16

2,91 + 0 8

3,53 + 00

2,22 + 00

1,26 + 00

10 лет

1,34+ 16

9,03 + 07

1,03 + 00

6,03-01

3,87-01

30 лет

7,61 + 15

4,33 + 07

5,62-01

3,54-01

1,85-01

Вы­
держка

"о

П р и м е ч а н и я : 1 Проектный режим — удельная мощность 43,6 МВт/т; энерговыра­
ботка 37,9 ГВт-сут/т; длительность облучения топлива 870 сут.
2. Керма-эквивалент — это мощность воздушной кермы фотонного излучения с энер­
гией фотонов больше заданного порогового значения Е точечного изогропно-излучающего источника, находящегося в вакууме на расстоянии от источника, умноженная на квад­
рат этого расстояния; керма — это отношение суммы начальных кинетических энергий
всех заряженных частиц, образованных косвенно ионизирующим излучением в элемен­
тарном объеме, к массе вещества в этом объеме.

Основной вклад в коррозионную активность для радионуклидов
Со, 60Со, 59Fe, 51Сг, 56Мп, 54Мп, дает активация пленки продуктов
коррозии в активной зоне. Активация циркония и последующая его
эмиссия в воду определяет накопление в контуре активности, обу­
словленной изотопами циркония [3, 4]. Кроме того, не исключена
возможность присутствия в теплоносителе 1-го контура трансурано­
вых элементов из-за возможного нарушения герметичности твэлов.
Однако удельная активность теплоносителя 1-го контура энергобло­
ка с реактором ВВЭР, обусловленная трансурановыми элементам со­
ставляет 10~9—10~10 Ku/л, что находится на уровне допустимых кон­
центраций, и загрязнение трансурановыми элементы не рассматри­
вается как радиационно опасное.
Характеристики и количества радиоактивных отходов.
В среднем на один энергоблок с ВВЭР-1000 образуется в год 20—
30 тыс. м3 радиоактивных вод, требующих переработки. В них мо­
жет содержаться до 50 т солей. Жидкие радиоактивные отходы АЭС,
58

288

Таблица 124
Среднегодовое количество и характеристики ЖРО для энергоблока с реактором
ВВЭР-1000
Вид ЖРО и их характеристика

Количест­
во отходов

Кубовый остаток, поступающий в ХЖО, м3/год (среднее солесодержание кубового остатка 200—300 г/л)

220—300

Соли, т/год, с удельной активностью кубового остатка 5 • Ю -5 Ки/л

90

Низкоактивные сорбенты, м3/год, с удельной активностью
3- 10" 3 Ки/кг

16,0

Высокоактивные сорбенты, м3/год, с удельной активностью
5- 10- 2 Ки/кг

5,3

хранящиеся в хранилище жидких отходов (ХЖО), представляют со­
бой высокоминерализованные растворы с солесодержанием 200—
300 г/л, а также отработанные ионообменные материалы и сорбенты
(табл. 12.4). Их жидкая фаза имеет щелочную реакцию и высокую
окисляемость. Химический состав жидких радиоактивных отходов
представлен, в основном, различными солями натрия. Содержание
нитратов составляет для ЖРО ВВЭР-1000 до 30—40 г/л. В процессе
эксплуатации энергоблока имеют место значительные потери бор­
ной кислоты: до 20—30 т/год. Это приводит к тому, что содержание
солей борной кислоты в ЖРО энергоблока может составлять до 50 %
общего солесодержания. В состав жидких радиоактивных отходов
входят также оксалаты натрия, следы органических веществ, комплексоны и бораты натрия. Радиоактивность ЖРО энергоблока с ре­
актором ВВЭР-1000 обусловлена в основном наличием в них 134Cs
и 137Cs (70—90) %. Содержание других радионуклидов (90Sr, 90Y,
60
Со, 58Со, 54Mn, 51Cr, 59Fe, 124Sb) значительно меньше. Содержание
трития в отходах составляет единицы процентов общей активности,
a 90Sr — не превышает 0,1 %.
Твердые радиоактивные отходы. В среднем в расчете на один
год нормальной эксплуатации энергоблока с реактором ВВЭР-1000
количество твердых радиоактивных отходов составляет:
1-й группы — 230 м3/год (из них сжигаемых — 140 м3/год; прес­
суемых —70 м3/год; не перерабатываемых — 20 м3/год);
2-й группы — 55 м3/год;
3-й группы — 0,5 м3/год;
битумного компаунда 2-й группы — 85 м3/год;
битумного компаунда 3-й группы — 20 м3/год.
289

Твердые радиоактивные отходы, образующиеся на АЭС с ВВЭР
представляют собой отработавшее оборудование и материалы, ис­
пользованные фильтры вентиляционных систем, отработавшие сор­
бенты, шламы солей, загрязненные строительные материалы, спец­
одежду, ветошь. Как правило, по объему преобладают ТРО низкой
удельной активности (70—80 % общего объема), причем 40—60 %
из них составляют органические отходы.
Слабоактивные отходы (1-я группа) — это дерево, бумага, спец­
одежда, пластикат, теплоизоляция, металлическая стружка, демонти­
рованные металлоконструкции, оборудование и т.д. Металлические
отходы данной категории образуются в объеме 8—15 %.
К среднеактивным отходам (2-я группа) относятся использован­
ное оборудование контроля нейтронных излучений, ионизационные
камеры, фильтры спецвентиляции, демонтированное оборудование,
отвержденнные ЖРО, спецодежда.
Высокоактивные отходы (3-я группа) содержат элементы обору­
дования 1-го контура, элементы оборудования контроля нейтронных
излучений. К этим ТРО относятся также часть битумных компаун­
дов, полученных в результате отверждения концентратов жидких ра­
диоактивных отходов, отработавшие срок ионообменные смолы,
а также зольные остатки с установок сжигания ТРО.
12.4. ПРАКТИКА ОБРАЩЕНИЯ С РАДИОАКТИВНЫМИ
ОТХОДАМИ НА АЭС С РЕАКТОРОМ ВВЭР

Обращение с отработавшим ядерным топливом. Отработав­
шие тепловыделяющие сборки временно хранят в бассейне выдерж­
ки энергоблока, а в дальнейшем (вплоть до момента вывоза на ра­
диохимический комбинат) — в хранилище отработавшего ядерного
топлива (ХОЯТ).
Увеличение количества отработавшего ядерного топлива, храни­
мого в ХОЯТ на промплощадках энергоблоков, реализуется за счет
перехода к уплотненному хранению, приводящего к уменьшению
шага между ТВС. Это требует специального обоснования безопасно­
сти подобной схемы хранения в расчете на аварийную ситуацию.
Уплотненное хранение позволяет увеличить вместимость хранилища
на 60—65 %.
Кроме уплотненного хранения отработавшего ядерного топлива
реактора ВВЭР, допускаются варианты кратковременного (до 5 лет)
хранения ОЯТ в специальных защитных контейнерах, относительно
долговременного хранения (сроком более 40 лет) в металлических
или железобетонных контейнерах, а также хранения в «сухих» или
«мокрых» модульных камерах-хранилищах.
290

Обращение с твердыми радиоактивными отходами. При сор­
тировке ТРО 1-й группы подразделяются на сжигаемые, прессуемые
и не перерабатываемые. Сортировка проводится по месту сбора ТРО
путем загрузки в соответствующие контейнеры. При этом, крупнога­
баритное оборудование подвергается разборке и фрагментации до
требуемых габаритов. Дезактивированные металлические отходы
направляются на переплавку.
Для обеспечения безопасного обращения с ТРО используют спе­
циальные контейнеры, конструкция которых предусматривает воз­
можность механизированной погрузки и разгрузки. Биологическая
защита контейнеров должна обеспечивать мощность дозы на рас­
стоянии 1 м от сборника с РАО на более 10 мбэр/ч.
Временное хранение ТРО на АЭС осуществляется в железобетон­
ных ячейках специально оборудованного хранилища (в спецкорпу­
се) или в отдельно стоящем хранилище (ХТРО), которое представля­
ет собой, как правило, заглубленную бетонированную емкость, гид­
роизолированную от осадков и подземных вод. Проектом предусмот­
рена сплошная наружная гидроизоляция днища и стен подземной
части (например, из профилированного полиэтилена). Вокруг ХТРО
пробурены контрольные пробоотборные скважины, из которых пе­
риодически производится отбор проб воды для определения в них
возможного наличия радионуклидов.
В соответствии с проектами действующих АЭС с ВВЭР, храни­
лища твердых радиоактивных отходов рассчитаны на временное
хранение и могут заполняться отходами 1-й и 2-й групп в течение
10 лет; для ТРО 3-й группы предусматривается хранение и заполне­
ние в течение 30 лет.
При сжигании ТРО происходит уменьшение их объема в 50—100 раз.
В качестве примера на рис. 12.2 представлен один из вариантов
аппаратурно-технологической схемы сжигания ТРО.
Сжигание ТРО. Сжигаемые отходы периодически загружаются в
печь через шлюз, предотвращающий унос пыли в помещение. В ка­
мере сжигания печи 1 поддерживается температура 900—1000 °С.
Продукты сгорания отдают часть теплоты в рекуператоре 2, разбав­
ляются для охлаждения атмосферным воздухом, проходят огнезаградительное устройство 3, металлотканевый фильтр 4, фильтр грубой
очистки 7, фильтр тонкой очистки 8, после чего сбрасываются через
вентиляционную трубу в атмосферу. Средняя удельная активность
удаляемых газов составляет (1—2) • 10~15 Ku/л, а содержание твердой
фазы в них не превышает 1—2 мг/м3.
Зола периодически удаляется из печи, переводится в пульпу в ем­
кости 6 и направляется на отверждение (обычно цементирование).
291

Сжатый
воздух
Соляровое
масло

V

8

W g *ч

Х

9

10

ою

Рис. 12.2. Схема сжигания твердых отходов:
/ — печь сжигания; 2 — подогреватель-рекуператор; 3 — огнепреградительпое устройство; 4 — металлотканевый фильтр;
5 — аппарат кипящего слоя; 6 — емкость с мешалкой; 7, 8 — фильтры грубой и тонкой очистки; 9, 10 — вентилятор;
// — нагнетательное устройство; 12 — монжюс; 13 — бак с соляровым маслом

Сжиганию не подлежат пластикаты, так как они являются галогеносодержащими веществами.
Установки сжигания имеют существенный недостаток, заклю­
чающийся в недостаточной эффективности очистки газов от радио­
активных компонентов.
Переплавка металлических ТРО. Переплавка металла является
эффективным путем переработки дезактивированного металла, так
как при этом происходит частичная очистка металла от радионукли­
дов за счет перехода их из расплава металла в шлак. При переплавке
металл в значительной степени очищается от 137Cs, однако 60Со
практически полностью сохраняется, лишь равномерно распределя­
ясь по массе металла. Схема установки переплавки металла пред­
ставлена на рис. 12.3.
Фрагменты металлических отходов с помощью загрузочного уст­
ройства периодически загружаются в электроплавильную камеру 1
совместно с добавками флюсов. Отводимые газы разбавляются воз­
духом, проходят огнезаградительное устройство 2, металлокерамический фильтр 3, очищаются на фильтрах грубой и тонкой очистки 4
и 5 и направляются в вентиляционную трубу. Расплавленный металл
периодически сливается в изложницы 14, установленные на пово­
ротном устройстве 16 (или на ленточном транспортере). Шлак сли­
вается в контейнеры 75 и в дальнейшем направляется на упаковку
вместе с другими ТРО.
Контейнеры (изложницы) с металлом проходят радиационный
контроль.
Прессование ТРО. Прессование уменьшает объем отходов
в 3—6 раз.
На прессование могут поступать теплоизоляция трубопроводов
1-го контура, пластикат покрытия полов, металлический скрап
и стружка, не подлежащие переплаву, элементы газоочистных фильт­
ров, фрагменты трубопроводов, кабелей и металлической облицов­
ки, не сжигаемая тара и прочее.
В отделении прессования размещаются узел приема и промежу­
точного хранения ТРО, узел контроля и сортировки ТРО, узлы до­
полнительного измельчения ТРО, прессования и контейнеризации.
Пресс обычно размещается в изолированном и вентилируемом бок­
се, оборудованном подъемно-транспортными средствами. Прессова­
ние легковесных отходов может осуществляться непосредственно
в стандартных 200-литровых бочках-упаковках.
Металлические спрессованные отходы и пакеты с прессованным
пластикатом загружаются в бетонные контейнеры с габаритами
2300x1730x2340 и заливаются цементным компаундом.
293

Фрагментированные
металлические
отходы

Сжатый возд}

A J-С_]

nOh

В трубу

С_]

'//7р/////////
i»i
i • i

На цементирование

7

10

'///////,

Возврат в производство
или временное
хранение
i—^ В хранилище ТРО
или в отвал

'///у///

Конденсат
охлаждения
печи

t
Охлаждающая

Рис. 12.3. Схема плавления металлических отходов:
/ — печь плавления; 2 — огнепрсградительнос устройство; 3 — мс!аллоксрамический филыр; 4
фильтр ФСГО; 5 — фильтр
ФАРТОС; 6 — конгейнер-сборник; 7 — вакуум-насос; 8 — гидрозатвор; 9 — емкость; 10 — насосы; / / — эжектор; 12 — мерник;
13 — теплообменник; 14 — контейнер для металла; 15 — кошейнер для шлака, 16 — поворотное устройство

Обращение с жидкими радиоактивными отходами. При экс­
плуатации энергоблока с реактором ВВЭР для переработки ЖРО
предусмотрены установки специальной водоочистки. Имеется семь
видов специальных водоочисток. Часть систем СВО относится к ус­
тановкам спецводоочисток реакторного отделения (это СВО-1
и СВО-2), а часть (СВО-3, СВО-4, СВО-5, СВО-6 и СВО-7) — к ус­
тановкам спецводоочисток спецкорпуса [5].
Система СВО-1 предназначена для очистки теплоносителя 1-го
контура от дисперсных продуктов коррозии конструкционных мате­
риалов и является системой нормальной эксплуатации. К основному
оборудованию систем СВО-1 предъявляются требования по 1-й кате­
гории сейсмостойкости. Система работает при температуре и давле­
нии 1-го контура. Фильтры включаются в работу вместе с главными
циркуляционными насосами и работают непрерывно. Отключение
фильтров проводится только при останове ГЦН. Основное оборудо­
вание и арматура системы СВО-1 расположены в герметичной обо­
лочке энергоблока. Они рассчитаны на аварийные параметры, возни­
кающие в герметичной оболочке при авариях с разуплотнением тру­
бопроводов 1-го контура и должны сохранять при этом свою работо­
способность. Система функционирует во всех режимах эксплуата­
ции блока, включая переходные. При нарушениях нормальной экс­
плуатации и авариях система СВО-1 отключается.
В состав системы (рис. 12.4) входят: четыре механических высо­
котемпературных фильтра, загруженных высокотемпературным сор­
бентом, четыре фильтра-ловушки и фильтр-контейнер.
Система СВО-1 состоит из двух подсистем: подсистемы основно­
го потока (ее назначение — очистка теплоносителя) и подсистемы
вспомогательных трубопроводов и фильтра-контейнера (для возмож­
ности выполнять регенерацию и дезактивацию механических высо­
котемпературных фильтров).
Теплоноситель в количестве 100 т/ч поступает на высокотемпера­
турные фильтры, установленные на байпасе каждого ГЦН. Мелко­
дисперсные продукты коррозии задерживаются сорбентом фильтров,
и очищенный от взвесей теплоноситель подается в фильтры-ловуш­
ки, которые предотвращает вынос сорбента.
На трубопроводе основного потока теплоносителя установлена
вставка, основная цель которой — ограничить течь теплоносителя
при разрыве трубопровода.
При ревизии или при ремонте высокотемпературного фильтра,
находящийся в нем сорбент с помощью специального устройства,
перегружается в фильтр-контейнер, а затем, после промывки и де­
зактивации, загружается обратно в высокотемпературный фильтр.
295

Трубопровод регенерации

Высокотем­
пературный
фильтр
Фильтрловушка

Шлам
В бак протечек

Фильтрг _ 1 контейнер

Рис. 12.4. Схема СВО-1

Характеристики фильтров СВО-1 приведены ниже:
Фильтр механический

высокотемпературный

Диаметр аппарата (условный), мм

1000

Рабочее давление, МПа

16,0

Рабочая температура, °С

290

Максимальная производительность, т/ч

100

Максимальная высота фильтрующей загрузки, мм

820

Материал

сталь 08X18Н1 ОТ
Фильтр-ловушка

Диаметр аппарата (условный), мм

300

Рабочее давление, МПа

16,0

Рабочая температура, °С

290

Максимальная производительность, т/ч

100

Материал

сталь 08X18Н1 ОТ

Система СВО-2 предназначена для очистки теплоносителя в ходе
всех операций, связанных с изменением концентрации борной ки­
слоты в 1-м контуре, для снижения активности или концентрации
хлоридов в теплоносителе, при разогреве 1-го контура во время пус296

От насосов
организованных
протечек

От
доохладителя
продувки

В деаэратор
подпитки

Рис. 12.5. Схема СВО-2:
/ — Н-катионитовый фильтр; 2 — К, Li, Na-катионитовый фильтр; 3 — В03-катионитовый фильтр; 4 — фильтр-ловушка

ка, а также для очистки организованных протечек контура в период
нормальной эксплуатации.
Организованные протечки от насоса организованных протечек
и продувочная вода от петель главного циркуляционного контура
(рис. 12.5) поступают на две нитки фильтров, включающие: Н-катионитовые фильтры; К, Li, Na-катионитовые фильтры; В03-анионитовые фильтры и ловушки зернистых материалов.
Очищенная от примесей в ионной форме вода через ловушку зер­
нистых материалов направляется в деаэратор подпитки.
Номинальная производительность установки СВО-2 до 60 м3/ч.
На каждый энергоблок с реактором ВВЭР-1000 предусматривается
одна установка СВО-2. Объем фильтрующего слоя в фильтрах со­
ставляет 1,2 м3. Среднее время работы фильтра 1400 ч.
Система СВО-2 размещается в реакторном отделении. Арматура,
установленная на трубопроводах системы размещается в смежном
боксе; дистанционные приводы арматуры выводятся в помещение
обслуживания приводов (или управление арматурой осуществляется
дистанционно с блочного щита управления).
Установка СВО-2 имеет системы технологического контроля, ра­
диационного контроля, автоматического регулирования, дистанци­
онного управления и технологической сигнализации.
Нормальный процесс фильтрования проводится до перепада дав­
ления на фильтрах, превышающего 0,4 МПа. Катионит выводится на
регенерацию по проскоку иона Na+, а анионит — по проскоку иона
О", а также по эффективности очистки среды от радионуклидов
297

Табл и ца 12 5
Степень осаждения радионуклидов в фильтрах системы СВО-2

Степень осаждения, %, в фильтрах
Радиоактивный изотоп

Суммарная сте­

катионитовом

анионитовом

пень осаждения,

—

99

99

99,8

—

99,8

Лантан, ниобий, цирко­
ний, молибден, хром,
марганец, железо, ко­
бальт

50

25

75

Натрий, рубидий

99

—

99

Цезий

90

—

90

Иод, бром
Барий, стронций

%

йода. При исчерпании обменной емкости смола выгружается
из фильтра методом пневмогидравлического выдавливания с помо­
щью сжатого воздуха. В табл. 12.5 иллюстрируется эффективность
фильтров СВО-2.
Система СВО-3 предназначена для очистки трапных вод: неорга­
низованных протечек объектов реакторного отделения и техническо­
го водоснабжения, вод дезактивации, регенерационных вод (после
регенерации и взрыхления ионообменных фильтров всех спецводо­
очисток), возвратных вод узла хранения ЖРО, вод с повышенным
уровнем активности из контрольных баков установок СВО-4, СВО-5,
СВО-6, СВО-7.
В установке СВО-3 используются методы выпаривания, дегаза­
ции, механической фильтрации и ионного обмена (рис. 12.6). Из
приемных баков спецканализации / и бака отстойника 2 воды спец­
канализации и дренажные воды подаются насосами в фильтры предочистки 8 и далее в баки трапных вод б, после чего насосами направ­
ляются на выпарные аппараты 4 и доупариватель 5, где выпаривают­
ся до концентрации солей в кубовом остатке 200 г/л. Кубовый оста­
ток (в объеме менее 1 м3) подается в хранилище кубового остатка
(затем на установку глубокого выпаривания и далее — на отвержде­
ние). Пар из выпарного аппарата 4 поступает в конденсатор-дегаза­
тор 3, конденсируется, и конденсат подается насосами на дополни­
тельную очистку в систему угольных 10 и ионообменных 12 фильт­
ров, после чего через фильтр-ловушку 9 поступает в контрольные
баки 7 и далее — в баки собственных нужд или в систему подпитки
1-го контура.
298

В систему -*
газовых
сдувок

На собственные
нужды

Во внешние
системы

Рис. 12.6. Схема СВО-3:
/ — бак снсцканализации; 2 — бак-отстойник; 3 — конденсатор-дегазатор; 4 — ис­
паритель; 5 — доупариватель; 6 — бак трапных вод; 7 — контрольный бак; 8 — ме­
ханический филыр; 9 — фильтр-ловушка; 10 — фильтр угольный; 11 — охладитель;
12 — ионитный фильтр

Обычно в проекте АЭС предусматриваются две рабочих выпар­
ных установки на четыре энергоблока с реактором ВВЭР-1000. Про­
изводительность каждой выпарной установки по дистилляту состав­
ляет 6,1 т/ч.
Общий объем потоков, направляемых в систему очистки трапных
вод СВО-3 (в среднем, в расчете на один энергоблок с реактором
ВВЭР-1000) составляет 18 800 т/год.
Система СВО-4 предназначена для очистки вод бассейна вы­
держки отработавшего ядерного топлива и воды баков аварийного
запаса раствора борной кислоты. Предусмотрена одна установка
СВО-4 на два энергоблока с реактором ВВЭР-1000. Принципиальная
схема СВО-4 представлена на рис. 12.7.
Необходимость очистки воды бассейнов выдержки отработанно­
го топлива обусловлена требованием обеспечения необходимого
водно-химического режима в бассейнах, в том числе — требованием
достаточной прозрачности воды для выполнения транспортно-технологических операций с тепловыделяющими сборками. Производи­
тельность установки СВО-4 — 45 м3/ч. Установка работает перио­
дически.
Очистка воды осуществляется фильтрованием на механическом,
+
Н -катионообменном и анионообменном фильтрах. Очищенная вода
299

Из бассейна
вьшержки
•<

У///////Л з

Из баков аварийного

у///////,

У///ШЛ 1 запаса борной
кислоты

В бак
аварийного
запаса борной
кислоты
-<-

V//////A з

У///////Л

V//////A

4
-TZ3-

В бассейны
выдержки и
перегрузки
Рис. 12.7. Схема СВО-4:
/ — механический фильтр; 2 — Н + -катионитовый фильтр; 3 — анионитовый фильтр;
4 — фильтр-ловушка

поступает в бассейны выдержки и перегрузки или в бак аварийного
запаса борной кислоты, откуда насосами подается на заполнение
бассейнов перегрузки.
Система СВО-4 обеспечивает создание замкнутого цикла водооборота с поддержанием требуемого водно-химического режима
в бассейне выдержки, емкостях аварийного запаса борной кислоты,
в баке слива теплоносителя 1-го контура.
Фильтры расположены в защитных боксах. Вся «грязная» армату­
ра вынесена в специальные камеры и обслуживается дистанционно.
Процесс фильтрования на механических фильтрах проводится до пе­
репада давления на них свыше 0,4 МПа.
Выгрузка фильтров производится в емкость промежуточного узла
хранения жидких радиоактивных отходов. Реагентами для регенера­
ции фильтров являются раствор перманганата калия, азотная кисло­
та, едкий калий.
Суммарная степень осаждения нуклида йода, обеспечиваемая сис­
темой СВО-4 составляет 0,99, нуклидов бария, стронция, цезия — 0,9,
а продуктов коррозии — 0,8.
Система СВО-5 — это система очистки продувочных и дренаж­
ных вод парогенераторов, и ее функцией является поддержание вод­
но-химического режима 2-го контура энергоблока по продуктам кор­
розии и растворенным примесям. Схема СВО-5 представлена
на рис. 12.8.
Система работает в постоянном режиме. Предусмотрена одна ра­
бочая установка на энергоблок. Резервная установка требуется, если
АЭС многоблочная.
300

В деаэратор
машзала
В деаэратор
- • машзала

V
От
парогенератора

Л
V

лV
чм/гггк/

У-

XZZZZZZZZA^S
Х///////Л

Ч|Я

^6

X
X

Рис. 12.8. Схема СВО-5:
/ — расширитель продувки; 2 — регенеративный теплообменник продувки; 3 — доохладитель; 4 — механический фильтр; 5 — катионитовый фильтр; 6 — анионитовый фильтр; 7 — фильтр-ловушка; 8 — бак очищенной воды

Система СВО-5 работает при расходе от 10 до 52 т/ч. Продувоч­
ные и дренажные воды парогенераторов, пройдя теплообменник, по­
ступают на систему фильтров, в которых они очищаются от продук­
тов коррозии, обессоливаются и очищаются от примесей в ионной
форме. Очищенная вода направляется во 2-й контур.
Суммарная степень осаждения нуклидов йода на фильтрах СВО-5
составляет 0,99, нуклидов стронция, бария и цезия — 0,9, а продук­
тов коррозии — 0,8. Расчетное значение удельной активности воды
после СВО-5 (в баке очищенной воды) составляет 2,6- 10~9 Ки/л.
Расчетное время накопления активности для механического фильтра
1440 ч, для ионообменных фильтров 1085 ч.
Система СВО-6 предназначена для сбора и переработки борсодержащих вод. Используется метод выпаривания с получением бор­
ного концентрата и чистого конденсата. Обеспечивается как очистка
борного концентрата из баков его запаса, так и очистка свежеприго­
товленного борного концентрата. Кроме процесса выпаривания, ис­
пользуются процессы дегазации механической фильтрации и ионно­
го обмена (рис. 12.9).
В результате переработки борсодержащей воды получается дис­
тиллят и очищенный борный концентрат. Дистиллят направляется на
подпитку 1-го контура, а очищенный борный концентрат
в баки
запаса концентрата.
301

ОтСВО-3

На подпитку
1-го контура
Борсодержащая
вода из реакторного
отделения

у//^//л
12

У

w

Борная кислота
В баки запаса
борного концентрата

Рис. 12.9. Схема СВО-6:
У — конденсатор-дегазатор; 2 — испаритель; 3 — подогреватель; 4 — бак «грязно­
го» борного концентрата; 5, 10 — Н-катионитовый фильтр; б — ОН-катионитовый
фильтр; 7, 12 — ловушки; 8 — контрольный бак; 9 — механический фильтр; 11 —
анионитовый фильтр

Производительность установки составляет 12 т/ч по дистилляту и
до 3 м3/час по борному концентрату (при концентрации бора 40 г/л).
Схема рассчитана на максимальный разовый сброс в баки борсодержащей воды до 1000 м3.
Система СВО-6 имеет связи с системами очистки воды бассейна
выдержки; хранения подпиточной воды 1-го контура и борного кон­
центрата; переработки трапных вод; переработки борсодержащих
дренажей; продувки-подпитки 1-го контура; очистки радиоактивных
газов; промежуточного хранения отработанных сорбентов; воды
собственных нужд; пара собственных нужд; сбора и возврата кон­
денсата; сжатого воздуха; приготовления химических реагентов. Ба­
ковое хозяйство системы размещается в герметичных боксах, обли­
цованных сталью. Аппаратура системы СВО-6 управляется дистан­
ционно и размещается в герметичных боксах.
Борсодержащие воды подаются в выпарной аппарат через подог­
реватель 3. В аппарате поддерживается постоянный уровень за счет
перелива избыточного количества борсодержащей воды в бак загряз­
ненного борного концентрата 4. Выпаренный до концентрации 40 г/
л раствор периодически или постоянно (в зависимости от содержа­
ния борной кислоты в исходном растворе) сливается из выпарного
аппарата также в бак «грязного» борного концентрата. Из бака бор­
ный концентрат насосами направляется на механический 9 и ионо­
обменные (катионитовые и анионитовые) фильтры 5, б, 10, 11
и далее через ловушку зернистых материалов 12 подается в баки за­
паса борного концентрата.
302

Конденсатор-дегазатор / конденсирует вторичный пар выпарного
аппарата и очищает дистиллят от газообразных примесей. Конденсат
вторичного пара направляется на ионообменные фильтры
и фильтры-ловушки и далее — в контрольные баки.
Выпарная установка системы СВО-6 может быть использована
в качестве резервной для выпаривания трапных вод.
Начальная концентрация борной кислоты в перерабатываемой во­
де принимается равной 1 г/л при удельной активности 2,8 • 104 Бк/см3.
Удельная активность борного концентрата в выпарном аппарате при
содержании в концентрате 40 г/л борной кислоты составляет
3,3* Ю5 Бк/см3.
Система СВО-7 предназначена для очистки вод спецпрачечной
и душевых, а также вод из баков дозиметрического контроля в слу­
чае неудовлетворительных контрольных радиохимических показате­
лей. Используются процессы механической фильтрации, выпарива­
нии, конденсации, дегазации и ионного обмена. Схема системы
СВО-7 представлена на рис. 12.10.
Перерабатываемые воды спецпрачечной, а также сливы из рако­
вин спецводоочисток, лабораторий, душевых, мастерских поступа­
ют в баки дозиметрического контроля 3, откуда подаются на механи­
ческие фильтры предварительной очистки 1. Предварительно очи­
щенная вода накапливается в приемном баке 2 и направляется в сисИз баков
дозиметрического
t контроля

ВСВО-Зив
контрольные баки
*~ В баки
собственных
нужд
Рис. 12.10. Схема СВО-7:
1 — фильтр предочистки; 2 — приемный бак; 3 — баки дозиметрического контроля;
4 — испаритель; 5 — доупариватель; 6 — конденсатор-дегазатор; 7 — фильтры доочистки дистиллята; 8 — ловушка; 9 — контрольный бак
303

тему выпарной аппарат 4 — доупариватель 5, а далее — в конденса­
тор-дегазатор 6. Дистиллят после конденсатора-дегазатора поступа­
ет на ионообменные фильтры доочистки 7 и далее (через фильтр-ло­
вушку 8) в контрольные баки 9. Имеется возможность направить
дистиллят из контрольных баков на доочистку в систему СВО-3. Ку­
бовый остаток накапливается в специальных емкостях и направляет­
ся на установку глубокого выпаривания, а далее — на отверждение.
Удельная активность вод спецпрачечной находится в пределах
0,37—3,7 Бк/см3. В водах спецпрачечных имеются изотопы, присут­
ствующие в продуктах коррозии и долгоживущие изотопы продук­
тов деления (табл. 12.6).
Активность смолы фильтров предварительной очистки определя­
ется следующими исходными данными: расход сточных вод спец­
прачечной, подаваемый на фильтры — 8 м3/ч; степень осаждения ра­
дионуклидов на фильтрах по стронцию, рутению и цезию — 0,1, по
продуктам коррозии — 0,5.
Расчетные значения активности загрузки фильтра предваритель­
ной очистки составляют: 6,73 • 109 Бк (0,182 Ки); удельная мощность
гамма-излучения фильтра — 1,36 • 10~4 Ки/л.
Т а б л и ц а 12.6
Удельная активность вод спецпрачечной по основным долгоживущим радионуклидам

Радионуклид

Период
полураспада

Удельная активность вод спецпрачечной
Бк/см 3

Ки/л

Хром-51

27,7 сут

3,38- Ю-1

9,13-Ю- 9

Марганец-54

312 сут

1,79- Ю-1

4,85-Ю- 9

Железо-55

2,72 год

1,24

3,35-Ю- 8

Кобальт-58

70,8 сут

6,11 -Ю- 2

1,65-Ю- 9

Железо-59

45 сут

7,47- Ю-3

2,02- Ю"10

Кобальт-60

5,27 год

3,70- Ю-1

1,00- ю - 8

Рутений-106

368 сут

4,07- Ю-1

1,10-10" 8

Стронций-90

28,6 год

5,55 • Ю-2

1,50- Ю-9

Цезий-134

2,2 год

4,07-10- 2

1,10- ю - 9

Цезий-137

30,2 год

9,99- Ю-1

2,70- Ю-8

3,70

1,00- ю - 7

Сумма
304

Т а б л и ц а 12 7
Удельная активность воды в контрольных баках СВО-7

Радионуклид

Период
полураспада

Удельная активность воды контроль­
ных баков
Б к/см3

Ки/л

• ю- 15
• ю- 16

Хром-51

27,7 сут

6,73 • Ю - 8

1,82

Марганец-54

312 сут

8
3,60 • Ю -

9,72

Железо-55

2,72 год

2,49 • ю - 7

6,72 • ю - 1 5

Кобальт-5 8

70,8 сут

1,23 • Ю - 8

3,32 • ю - 1 6

Железо-59

45 сут

ю- 9

4,04 • ю - 1 7

Кобальт-60

5,27 год

7,40 Ю- 8

2,00 • ю - 1 5

Стронций-90

28,6 год

9,99

•ю- 9

2,70 • 10" 16

Рутений-106

368 сут

8,14 Ю- 8

Цезий-134

2,2 год

7,33

Цезий-137

30,2 год

1,80

Сумма

1,49

2,20

ю- 9
ю- 7

4,86-

7,18- Ю-17

1,94-

1,98

ю- 15
ю- 16
ю- 15
ю- 14

Удельная активность дистиллята после конденсатора-дегазатора
составляет 1,35 • 10~13 Ku/л; коэффициент очистки пара в выпарном
аппарате равен 5 • 106. Вода из контрольных баков установки СВО-7
(табл. 12.7) поступает в баки собственных нужд энергоблока.
Установка глубокого выпаривания ЖРО предназначена для пере­
работки жидких солевых концентратов (кубовых остатков), образую­
щихся при выпаривании радиоактивных вод на установках спецво­
доочисток энергоблоков АЭС. Кубовый остаток перед подачей на
выпаривание должен быть выдержан в промежуточной емкости хра­
нения до такого состояния, чтобы в нем отсутствовали радионукли­
ды йода-131 и инертные газы. Границы поддержания температуры
солевого концентрата следующие: нижняя — не менее 115 °С; верх­
няя — не более 130 °С. Схема установки представлена на рис. 12.11.
Глубокое выпаривание исходного раствора происходит в прямо­
точном испарителе, обогреваемом паром. Корпус прямоточного ис­
парителя выполнен в виде U-образной трубы. Раствор подается
на вход испарителя насосом. Общая длина испарительного канала
составляет 35 м. Греющий пар подводится непосредственно в корпус
испарителя. Испаритель имеет экономайзерный участок для предва­
рительного подогрева исходного раствора перед входом его
305

/

Сдувка газов в систему
газоочистки
Техническая вода

Рис. 12.11. Схема установки глубокого выпаривания:
/ — вход исходного раствора; 2 — циклон; 3 — выход вторичного пара; 4 — сепа­
ратор; 5 — вход греющего пара; 6 — греющая камера; 7 — выход конденсата; 8 —
выход выпаренного раствора; 9 — насос циркуляционный; 10 — теплообменникконденсатор; / / — паровая рубашка

в греющую камеру. Подогрев проводится за счет теплоты конденсата
греющего пара, проходящего по межтрубному пространству экономайзерного участка.
Система циклон — сепаратор (2—4 на рис. 12.11) предназначена
для разделения смеси на пар и солевой продукт с выпуском солевого
продукта самотеком через нижний штуцер и удалением пара в четы­
ре теплообменника-конденсатора для его конденсации. При этом
дистиллят из нижней части теплообменников отводится в спецкана­
лизацию, а неконденсирующиеся газовые сдувки направляются в
систему газоочистки.
С целью исключения охлаждения вытекающего из нижнего пат­
рубка циклона 2 солевого продукта и забивания им патрубка, наруж­
ная поверхность патрубка снабжена паровой рубашкой /7. Один ци­
клон питается четырьмя испарителями.
306

В результате выпаривания кубового остатка получается смесь,
которая разделяется в системе циклон — сепаратор на пар и концен­
трат с высоким содержанием солей. Солевой концентрат направляет­
ся в контейнер, в котором после остывания затвердевает с образова­
нием твердого солевого продукта. Процесс затвердевания протекает
за счет связывания оставшейся в концентрате воды (10—30%
по массе) в кристаллогидраты с образованием солевого монолита.
Контейнер с солевым продуктом герметизируется и направляется
в хранилище твердых отходов.
Кроме переработки радиоактивного кубового остатка в твердый со­
левой продукт, установка глубокого выпаривания может использовать­
ся для: выделения из кубового остатка кристаллической буры; выделе­
ния из растворов борной кислоты чистой кристаллической борной ки­
слоты; переработки щелочных стоков, образующихся при эксплуата­
ционных промывках парогенераторов со стороны 2-го контура.
При необходимости, солевой продукт, получаемый после перера­
ботки кубового остатка может подвергаться битумированию или це­
ментированию.
Хранение солевого продукта. Для временного хранения (до 15 лет)
солевого радиоактивного продукта, получаемого после переработки
ЖРО на установке глубокого выпаривания, применяют специальные
контейнеры, которые хранятся в железобетонных емкостях хранилища
твердых радиоактивных отходов на промплощадке АЭС.
Технические характеристики контейнера:
Объем, м3

... 0,2

Заполнение солевым продуктом, %

90

Вертикальная нагрузка на контейнер при установке его в 10 ярусов, кгс.

3753

Масса заполненного солевым продуктом контейнера, кг

425

Контейнер сверху снабжен быстросъемной герметизирующей
пробкой; снаружи поверхность контейнера имеет защитное крем­
ний-органическое покрытие.
Система битумирования ЖРО предназначена для переработки
жидких радиоактивных отходов энергоблоков АЭС путем включения
радиоактивного «сухого» остатка этих отходов в расплавленный би­
тум с последующей расфасовкой и отверждением битумного компа­
унда в 200-литровых металлических бочках-упаковках с целью их
хранения в бетонных отсеках хранилища твердых радиоактивных
отходов АЭС.
Установка битумирования (рис. 12.12) позволяет перерабатывать
различные по химическому составу отходы: кубовый остаток, ра307

Охлаждающая
вода
15

•Шщ^Ь.
о

9

Конденсат
Линия с обогревом

/
10п

В вентиляционную
трубу

j-*yA

13 14
L

4

Рис. 12.12. Схема установки битумирования ЖРО:
У — битуматор; 2 — бак хранения битума; 3 — расходная емкость; 4 — насос; 5 —
емкость хранения кубового остатка; 6 — узел дозирования кубового остатка; 7 —
узел фильтрации; 8 — узел расфасовки; 9 — конденсатор; 10 — фильтр тонкой очи­
стки; 11 — фильтр грубой очистки; 12 — битумный фильтр; 13 — маслоотстойник;
14 — маслосборник; 15 — эжектор; 16 — счетчик

диоактивную пульпу ионообменных смол, активированного угля
и шлама.
Обычно установка содержит две технологические линии битуми­
рования и один общий узел расфасовки битумного компаунда.
Битумирование кубового остатка производится в непрерывном
режиме работы установки. Кубовый остаток погружным насосом пе­
рекачивается в битуматор, а радиоактивная пульпа перед подачей
в битуматор предварительно подается в роторный фильтр для кон­
центрирования.
В битуматоре (рис. 12.13) осуществляется выпаривание из радио­
активной пульпы жидкой составляющей и получение смеси битума с
сухим остатком радиоактивных отходов.
Битумный компаунд встроенным в днище шнеком-экструдером
перекачивается из битуматора в узел расфасовки.
Управление и контроль системой битумирования осуществляется
со щита системы СВО и включает в себя комплекс средств, обеспе­
чивающих управление основным и вспомогательным оборудовани­
ем. Управление установкой может осуществляться как автоматиче­
ски, так и дистанционно.
308

VI
VII
VIII
Рис. 12.13. Принципиальная схема битуматора:
/ — винтовой экструдер; 2 — рубашка; 3 — скребки; 4 — диск; 5 — цилиндриче­
ский сосуд; 6 — вал; / — вход битума, // — вход исходного раствора; /// — выход
парогазовой смеси; IV — вход моющих растворов; V — вход греющего пара; VI —
выход битумной смеси на расфасовку; VII — выход конденсата греющего пара;
VIII— выход моющих растворов в спецканализацию

Конструктивное исполнение установки битумирования исключа­
ет распространение радиоактивных сред за пределы спецкорпуса:
двери в боксы с оборудованием имеют пороги, обеспечивающие соз­
дание объема, равного объему разлившейся жидкости, а гидроизоля­
ция помещений выполнена облицовкой углеродистой или нержавею­
щей сталью.
Расчетные значения мощности доз при разливе пульпы — 2,7 мР/ч,
при разливе кубового остатка — 0,24 мР/ч.
Производительность битуматора — 200 л/ч по выпариваемой
жидкости.
Составляющие установки битумирования. В установку биту­
мирования (см. рис. 12.12) входят:
1) узел хранения и дозирования битума, имеющий в своем соста­
ве бак хранения битума 2 вместимостью 25 м3, расходные сосуды
309

для битума 3, шестеренчатые насосы 4, битумный фильтр 12 и счет­
чик расхода битума 16. Расходный сосуд для битума имеет вмести­
мость 5 м3, что обеспечивает непрерывную работу установки битумирования кубового остатка в течение 3—5 сут. Сосуд снабжен па­
ровыми змеевиками для поддержания заданной температуры. Шес­
теренчатые насосы снабжены паровой рубашкой, имеют привод по­
стоянного тока, позволяющий регулировать подачу битума. Битум­
ный фильтр удаляет из битума инородные частицы;
2) узел дозирования кубового остатка б, состоящий из расходно­
го сосуда и погружного насоса 4. Вместимость расходного сосуда
5 м3. Погружной насос снабжен электроприводом постоянного тока,
что позволяет регулировать подачу в битуматор кубового остатка;
3) узел фильтрования пульп включающий в себя фильтр 7 вме­
стимостью 6 м3 для приема и выдачи пульп и бак для фильтрата;
4) узел битумирования, состоящий из битуматора 7 со встроен­
ным шнеком-экструдером и обогреваемой системы для отвода про­
дукта. Битуматор (см. рис. 12.13) представляет собой роторно-пленочный теплообменный аппарат с внутренним диаметром 800 мм и
с площадью теплообменной поверхности 4,5 м2. Внутри аппарата
располагается вал-ротор, на котором закреплены подвижные скреб­
ки-лопасти. Кубовый остаток подается в битуматор и направляется
распределительным кольцом на внутреннюю обогреваемую поверх­
ность битуматора, подхватывается скребками вращающегося вала,
перемешивается с битумом и распределяется по поверхности в виде
нисходящей пленки. По мере движения пленки вниз влага испаряет­
ся, а обезвоженный битумный компаунд выгружается из корпуса би­
туматора экструдером. Экструдер представляет собой двухшнековый
механизм, встроенный в корпус битуматора. Частота вращения шне­
ков может варьироваться;
5) система конденсации и газоочистки, включающая в себя кон­
денсатор 9 со встроенным в него фильтром грубой очистки 77, фильтр
тонкой очистки 10 и эжектор 15. Конденсатор служит для конденса­
ции вторичного пара, поступающего из битуматора, и грубой очистки
неконденсирующихся газов. Фильтры грубой и тонкой очистки запол­
нены стекловолокном. Эжектор предназначен для поддержания ва­
куума в системе. После прохождения фильтров очищенные неконден­
сирующиеся газы сбрасываются в вентиляционную трубу;
6) узел очистки конденсата вторичного пара от масла, состоящий
из маслоотстойника 13, маслосборника 14 и шестеренчатого насоса
4 для удаления масла;
310

компаунда, расфасовки его в бочки-упаковки и подготовки бо
к транспортированию к месту хранения (захоронения).
Параметры битумирования. Битумирование состоит из двух по­
следовательных стадий: отгонки воды из концентратов ЖРО и по­
следующего включения остатка концентрата в битум. Битумирова­
ние концентратов ЖРО проводится или в непрерывном (кубовые ос­
татки), или в периодическом (пульпы и шламы) режиме.
Рекомендуются следующие основные параметры битумирования*
температура процесса битумирования — 130—160 °С; наполнение
битумного компаунда по солям — 50 %, по ионообменным смолам
40 % по массе. Во избежание ухудшения качества компаунда содер­
жание в нем боратов натрия не должно превышать 20 %, мыла
4%
по массе. По этой же причине не рекомендуется битумировать ЖРО
с водородным показателем рН > 12.
Температура выгрузки битумного компаунда должна составлять
100—130 °С, что связано с необходимостью обеспечить его требуе­
мую вязкость и гомогенность.
Характеристика концентратов ЖРО, поступающих на битуми­
рование, приведена ниже:
Кубовые остатки
Активность, Бк/л

до 108

Солесодержанис, г/л

200—250

Объем (здесь и далее на четыре блока), м3/год

1200

Пульпа фильтрующих материалов (иониты, активированный уголь,
механические

примеси)

Объем, м3/год

ДО 1°°

Активность, Бк/л

Д° Ю

Объемная производительность установки битумирования:
по кубовому остатку, л/ч

200

по пульпе фильтрующих материалов, л/ч

д0

*ии

Расход битума, кг/ч

до

°

Расход греющего пара на один битуматор, кг/ч
Водостойкость компаунда, получаемого при битумировании,
г/(см2 • сут)
кубового остатка

до

пульп фильтроматериалов, шлама

'
'

'

Наполнение компаунда, % по массе
311

Система промежуточного хранения ЖРО предназначена для
приема, временного хранения и предварительной выдержки жидких
радиоактивных отходов, что обеспечивает распад короткоживущих
радионуклидов перед подачей ЖРО на установку отверждения
и снижение активности отвержденных отходов.
В систему поступают радиоактивные отходы, образующиеся
в процессе эксплуатации установок спецводоочистки: отработанные
ионообменные смолы фильтров; высококонцентрированные солевые
растворы (кубовый остаток) от переработки трапных вод на выпар­
ных аппаратах (солесодержанием до 200 г/л); шлам из баков.
Жидкие радиоактивные отходы, поступающие в систему, имеют
активность, превышающую 10~5 Ku/л, поэтому система хранения
важна для безопасности персонала, населения и окружающей среды.
Помещения системы облицованы нержавеющей сталью для обеспе­
чения локализации ЖРО в случае разгерметизации емкостей либо
трубопроводов. В помещениях предусматривается сигнализация на
появление влаги.
Емкости системы снабжены гидрозатворами для защиты от пре­
вышения давления и предотвращения выхода радиоактивных ве­
ществ в воздух помещений, а также системой контроля уровней
ЖРО в емкостях.
Состав системы промежуточного хранения ЖРО:
а) группа оборудования для приема и выдержки ЖРО: емкости
фильтрующих материалов; емкости кубового остатка; резервная ем­
кость (рассчитанная на прием сорбентов или кубового остатка при
переполнении или нарушении герметичности баков);
б) группа оборудования для транспортировки ЖРО: бак кубового
остатка; насос перекачки сорбентов; разделительная емкость.
Ежегодно в хранилище поступают с энергоблока с реактором
ВВЭР-1000 следующие отходы:
отработанные сорбенты с активностью до 1 Ku/л, м3/год
кубовый остаток с активностью до 10~3 Ku/л со средним содержанием
200 г/л, м3/год
_3

3

шлам с активностью 10 Ku/л, м /год

18
270
15

В каждом из помещений хранилища организован специальный
приямок для сбора и удаления протечек. Емкости снабжены поддо­
нами, что исключает возможность утечки радиоактивной среды
в грунт и попадание их в подземные воды. Емкости хранилища име­
ют общий коллектор газовых сдувок. Технологические сдувки и воз­
дух помещений перед выбросом в вентиляционную трубу очищают­
ся в аэрозольных фильтрах. Внутри емкостей хранилища имеется от312

ражательная перегородка для распределения и гашения энергии
сбрасываемого в бак потока и воздухораспределительная перегород­
ка, исключающая поступление в линию перелива смолы фильтров.
В нижней части емкости располагается труба с перфорированными
желобами, к которым подводится декантат для взрыхления и размы­
ва осадочных сред перед их транспортировкой.
Нормальный и аварийный режим работы хранилища. Для
обеспечения нормальных условий эксплуатации хранилища преду­
сматривается система контроля и управления, в состав которой вхо­
дят подсистемы: технологического контроля, радиационного контро­
ля, технологической сигнализации. Параметрами, характеризующи­
ми нормальное функционирование системы, являются: уровень ЖРО
в емкостях, температура в емкостях, разрежение в баках, плотность
кубового остатка.
При отклонении параметров от определенных проектом значений
предусматривается соответствующая сигнализация на щите системы
СВО или защитные блокировки.
Каждая емкость оборудована уровнемерами с выводом показаний
на щит системы СВО.
Активность радионуклидов, находящихся в баках хранилища оп­
ределяется, в основном, радионуклидами 137Cs, I34Cs, 60Со, 58Со,
54
Mn, 59Fe. Суммарная активность ЖРО в хранилище составляет
примерно 100 Ки.
В системе ХЖО могут создаваться аварийные ситуации: перепол­
нение баков, повышение в них давления или разуплотнение баков.
При переполнении баков избыток жидкости через гидрозатвор пе­
реливается в герметичное помещение. При превышении допустимого
давления в баке срабатывает клапан, и воздушная среда выбрасыва­
ется в помещение, а далее через систему вентиляции и очистки —
в вентиляционную трубу. При разуплотнении бака радиоактивная
среда вытекает в герметичное помещение. Сброс отходов переключа­
ется на резервную емкость, находящиеся в баке отходы также пере­
качиваются в резервную емкость. Поврежденный бак выводится
в ремонт.

Глава 13. СИСТЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО
ВОДОСНАБЖЕНИЯ

13.1. МЕСТО СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ
В РЯДУ ДРУГИХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СИСТЕМ АЭС

При рассмотрении термодинамических циклов (см. гл. 2) преобра­
зования на АЭС тепловой энергии в механическую на паротурбин­
ных установках, а затем в электрическую на электрогенераторах ста­
новится понятным, что процесс протекает в диапазоне температур от
теплоотдатчика (ядерное топливо) в начале цикла до теплоприемника (окружающая среда) в конце его. Теплоноситель и рабочее тело
являются средствами переноса теплоты от теплоотдатчика к теплоприемнику. В паротурбинном цикле верхней границей цикла являет­
ся температура пара после парогенератора, а нижней — температура
его конденсации в конденсаторе. Однако термодинамический цикл
будет завершен только после передачи теплоты к конечному поглоти­
телю его — к окружающей среде. Количество этой теплоты немалое.
Его можно оценить из теплового баланса конденсатора турбины:

е к =д к (А к -л' к ) + ХДДр,(лдр,-А'к),
где QK — количество теплоты, которое следует отвести в окружаю­
щую среду из конденсатора главной турбины, кВт; Дк — количество
пара, поступающего в конденсатор из главной турбины, кг/с; Д . —
количество пара, которое поступает в конденсатор главной турбины
из других источников или передается в окружающую среду иными
путями, кг/с; hK, h •, h'K — энтальпии пара на входе в конденсатор
из главной турбины, из других источников и на выходе из него соот­
ветственно, кДж/кг.
Эта теплота должна быть отведена с помощью какого-то вещест­
ва и специальной технологической системы, которая называется сис­
темой технического водоснабжения (ТВС).
Тогда
QK

=

G

o в^вых "

/?

вх)>

где G0B — расход охлаждающей воды, кг/с; Авых, йвх — энтальпия
охлаждающей воды на выходе и входе соответственно, кДж/кг.
Основную часть теплоты QK составляет теплота конденсации па­
ра из главной турбины. Интересно оценить соотношение
314

Величина ш, которая называется кратностью охлаждения, на су­
ществующих тепловых и атомных электростанциях колеблется в ин­
тервале 60—80 (это значение для конкретных проектов и электро­
станций требует обоснования технико-экономическими расчетами).
Отсюда понятно, что на каждый килограмм использованного в паро­
турбинной установке пара требуется в 60—80 раз больше воды для
завершения термодинамического цикла.
Поэтому важно правильно выбрать вещество, с помощью которо­
го окажется возможным отвести в окружающую среду большое ко­
личество теплоты от оборудования электростанции. Очевидны
и требования, которым должно удовлетворять это вещество: деше­
визна, доступность при использовании его в промышленных мас­
штабах, отсутствие отрицательного воздействия на конструкцион­
ные материалы инженерных сооружений электростанции. Таким ве­
ществом на первый взгляд мог бы быть воздух, количество которого
не ограничено и системы охлаждения с его использованием могли
бы быть простыми (давление атмосферное, подводящих—отводя­
щих магистралей не требуется и т.п.). Однако низкое значение коэф­
фициентов теплоотдачи к воздуху а и его малая теплоемкость С
не позволяют реализовать масштабные системы охлаждения на его
основе. В итоге развития энергетики и промышленности воздух (или
в общем случае газ) как вещество, используемое для охлаждения, за­
нял подобающее ему место: он применяется для отвода теплоты от
электротехнических устройств (на электростанциях это системы ох­
лаждения электрогенераторов, электродвигателей и т.п.), электрон­
ных приборов и систем (охлаждение приборных щитов управления и
контроля, управляющих ЭВМ и др.) и для наружного охлаждения
оборудования и внутренних помещений. Последнюю функцию вы­
полняет вентиляционное оборудование и системы.
Весьма распространенным на Земле веществом является вода.
По сравнению с воздухом вода имеет существенно лучшие теплофизические свойства: больше коэффициент теплоотдачи а от охлаж­
даемых поверхностей к воде и выше теплоемкость Ср, что позволяет
выполнять системы охлаждения более компактными, уменьшить ме­
таллоемкость охлаждающих систем и сократить строительные объе­
мы зданий и сооружений. Поэтому на заключительном этапе термо­
динамического цикла для отвода теплоты к конечному поглотителю
используется, как правило, вода.
315

13.2. ОСНОВНЫЕ ПОТРЕБИТЕЛИ ТЕХНИЧЕСКОЙ ВОДЫ
НА АЭС

Теплообменное оборудование, работающее с использованием во­
ды системы технического водоснабжения (потребители технической
воды), расположено как в герметичной зоне, так и вне ее.
Ниже приведены относительные расходы технической воды ос­
новных потребителей, расположенные вне герметичной зоны:
Расход технической воды в главном конденсаторе турбины, % об­
щего расхода
примерно 90
Расход технической воды, % расхода в главный конденсатор:
на охлаждение газа и воздуха электрического генератора
и электродвигателей

2,5—4,0

на охлаждение масла турбин

1,2—2,5

на охлаждение вспомогательных механизмов

1,2—2,5

на охлаждение подшипников

0,3—0,8

на восполнение потерь пара и конденсата

0,04—0,12

Систему охлаждения и технического водоснабжения реакторного
отделения обеспечивает оборудование и системы, которые, в свою
очередь, связаны с обеспечением безопасности АЭС. Поэтому такое
оборудование или системы называются ответственными потреби­
телями. К ним относятся системы безопасности АЭС, спецвентиля­
ции помещений реакторного отделения, спецгазоочистки, поддержа­
ния условий нормальной эксплуатации, а также оборудование ди­
зельных станций. В этих системах в качестве конкретных потребите­
лей технической воды выступает следующее оборудование: теплообменные аппараты, подшипники насосов, агрегаты дизельгенераторных станций.
13.3. ОХЛАДИТЕЛИ СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО
ВОДОСНАБЖЕНИЯ

Для охлаждения потребителей технической воды (кроме ответст­
венных) на АЭС могут использоваться как прямоточные, так и обо­
ротные системы технического водоснабжения.
Наиболее предпочтительной является прямоточная система, так
как при этом удается получить наиболее глубокий вакуум в главном
конденсаторе, а значит повысить тепловую экономичность паротур­
бинной установки и всей электростанции в целом.
Для реализации такой системы АЭС следует сооружать в непо­
средственной близости от природного источника воды, который
должен обеспечить электростанцию достаточным количеством тех316

Рис. 13.1. Принципиальная схема прямоточного водоснабжения:
/ — береговая насосная; 2 — сетки; 3 — циркуляционные насосы; 4 — перепускной
сливной канал; 5 — напорные магистрали; 6 — переключательный колодец; 7 —
сливные колодцы (сифонные); 8 — конденсаторы; 9 — основной сливной канал

нической воды во всех режимах ее работы (включая аварийные)
во все времена года. Если таким источником является река, то расход
воды в ней должен быть в 2—3 раза больше, чем потребности элек­
тростанции.
Организация технического водоснабжения при прямоточной схе­
ме представлена на рис. 13.1. Вода забирается из реки и после про­
хождения систем АЭС сбрасывается обратно в реку. При этом посту­
пление подогретой воды с электростанции не должно привести к по­
вышению температуры в естественном водоеме более чем на 5 °С
летом и на 3 °С зимой (условие Рыбнадзора).
Если в качестве естественного водоема при применении прямо­
точного водоснабжения используется море (или его заливы), то
необходимо на проектном уровне рассмотреть вопросы, связанные
с возможными (как правило, на всех электростанциях существующи­
ми) присосами охлаждающей воды в конденсаторе, поступлением
в связи с этим минеральных солей в конденсат, что влечет за собой
необходимость соответствующей организации водно-химического
режима внереакторного контура и особенно ПГ, а также соответст­
вующий выбор конструкционных материалов ПНД, ПВД и ПГ.
Наиболее распространенной в энергетике является оборотная
система технического водоснабжения. При использовании оборот­
ной системы водоснабжения техническая вода циркулирует по замк­
нутому кругу: АЭС -» циркуляционный насос -> охладитель техни­
ческой воды -> АЭС (поэтому часто в технической документации
эту воду называют «цирк-вода»). Циркулирующая вода, таким обра317

Рис. 13.2. Температура воды после охладителя
t2 в сравнении с температурой воды после кон­
денсатора /ох2, температурой воздуха 8 (°С) и
теоретическим пределом охлаждения т (°С)

зом, переносит теплоту, поглощая ее при
контакте с оборудованием АЭС и отда­
вая окружающей природной среде при
контакте с ней в охладителе.
На рис. 13.2 показано соотношение
температуры циркуляционной воды, на­
гретой до t{, °С, на выходе после АЭС
или (что то же самое) на входе в охлади­
тельное устройство и температуры охла5
ю
15 20 е, °с жденной воды /2, °С, на выходе из охла­
дителя или (что то же самое) на входе к
потребителям технической воды на АЭС. Этот рисунок выполнен
в координатах: температура воздуха 0 , °С — температура техниче­
ской (циркуляционной) воды t, °С. Из рис. 13.2 видно, что, например,
при температуре окружающего воздуха 20 °С из конденсатора охла­
ждающая вода выходит при температуре tx = 25 °С. При этой же тем­
пературе она поступает в охладитель, где охлаждается до t2 = 20 °С и
поступает вновь в конденсатор. Разность температур At = tx - tn на­
зывается зоной охлаждения.
На тепловых электростанциях используют три типа охладителей
в оборотных системах охлаждения технической воды: пруды-охла­
дители, брызгальные бассейны и башенные градирни. Те же устрой­
ства находят применение на АЭС. Однако следует акцентировать
внимание на том, что практика эксплуатации АЭС, в частности ката­
строфическая авария на Чернобыльской АЭС, поставила под вопрос
целесообразность применения прудов-охладителей (или естествен­
ных водоемов с той же целью), поскольку в результате аварии прудохладитель загрязняется радиоактивными выбросами. Поэтому во­
прос об использовании прудов-охладителей на АЭС должен быть
рассмотрен заново.
Привлекательность применения пруда-охладителя для охлаждения
циркуляционной воды заключается, в основном, в том, что в этом
случае можно получать более низкие температуры воды на входе
в конденсатор турбины, а следовательно, более глубокий вакуум и
более высокие показатели тепловой экономичности (КПД, удельный
расход теплоты). Пруды-охладители могут быть естественными или
искусственными. Охлаждение циркуляционной воды осуществляется
за счет конвективного теплообмена и испарения. Эффект испарения
318

I секция

II секция

Рис. 13.3. Разрез брызгального бассейна (размеры в метрах):
/ — стальные опорные конструкции; 2 — распределительная труба; 3
роликовые опоры; 5 — нормальный уровень воды

сопла; 4 —

в прудах-охладителях меньше, чем в других охладительных устрой­
ствах, а следовательно, меньше требуется воды для восполнения убы­
ли воды и меньше негативное влияние на окружающую среду.
Брызгалъные бассейны (рис. 13.3) представляют собой искусствен­
ные открытые бассейны, над которыми расположена система трубо­
проводов, по которой подается вода на охлаждение. На выходе
из трубопроводов установлены многочисленные сопла-распылители,
с помощью которых осуществляется увеличение поверхности контак­
та охлаждаемой воды с охлаждающим воздухом. Это способствует
повышению обоих эффектов охлаждения — испарительного и кон­
вективного. Глубина бассейна регламентирована — не менее 1,5 м,
что позволяет поддерживать его температуру на допустимом уровне
во все времена года. Для уменьшения уноса капель ветром расстоя­
ние от крайних сопел до бортов бассейна должно быть более 7 м. По­
вышенный унос капель требует увеличенной подпитки бассейна (до­
полнительные затраты). Однако наличие ветра повышает эффектив­
ность охлаждения. Брызгальные бассейны могут явиться причиной
туманов, следствием которых может быть обледенение близлежащих
зданий и сооружений в зимнее время. Преимуществом брызгальных
бассейнов, по сравнению с прудами-охладителями, является неболь­
шая территория, которую они занимают (в 30—40 раз меньше, чем
пруды-охладители). Однако при7 их использовании на энергетиче­
ских блоках большой мощности, как правило, не удается поддержи­
вать столь же высокий вакуум в конденсаторах турбин. Потому брыз­
гальные бассейны на АЭС нашли широкое применение как охладите­
ли в автономных системах охлаждения ответственных потребителей.
Градирни занимают меньше площади, чем другие охладительные
устройства оборотного снабжения технической воды. Это является
их преимуществом, так как при этом меньшие площади исключают­
ся из сельскохозяйственного или другого народнохозяйственного
землеиспользования. Однако при этом следует обеспечить эффек­
тивность охлаждения технической воды и связанную с этим тепло319

вую экономичность электростанции. Поэтому градирни требуют
больших капитальных затрат на их сооружение. На АЭС применяют
башенные градирни, в которых система раздачи охлаждаемой воды
расположены внутри башни. Градирня (рис. 13.4) состоит из следую­
щих частей: вытяжной башни, водораспределительной системы,
оросителя, водосборного бассейна и влагоулавливающего устройст­
ва. Башня выполняется железобетонной или металлической с алю­
миниевой обшивкой. Максимальная высота башни может достигать
150 м. От этой высоты зависит эффективность вентиляции внутрен­
него объема градирни с естественной тягой (без использования вен­
тиляторов для организации принудительной вентиляции градирни).
На современных АЭС применяют, как правило, три автономные
системы технического водоснабжения: систему охлаждения конден­
саторов главной турбины, систему охлаждения неответственных по­
требителей турбинного отделения, в которую могут входить и дру­
гие неответственные потребители, и систему охлаждения ответст-

Рис. 13.4. Схема циркуляции воды при ох­
лаждении ее в градирне:
/ — градирня; 2 — выход нагретого воздуха;
3 — вход холодного воздуха; 4 — циркуляци­
онный насос; 5 — конденсатор турбины
->

Рис. 13.5. Схема системы технического во­
доснабжения:
/ — насосы технической воды турбинного от­
деления; 2 — холодильная машина промконтура турбинного отделения; 3 — доохладитель промконтура турбинного отделения; 4 —
теплообменник промконтура турбинного от­
деления; 5 — насос промконтура турбинного
отделения; 6 — неответственные потребители
допускающие температуру промконтура более
41 °С; 7 — неответственные потребители
промконтура турбинного отделения; 8 — сис­
темы вентиляции оболочки и помещений
320

I х / Т/ Т 1 Tv

венных потребителей реакторного отделения и других, связанных
с обеспечением безопасности АЭС.
На рис. 13.5 представлена схема системы технического водоснаб­
жения неответственных потребителей ^турбинного отделения, разра­
ботанная институтом «Атомэнергопроект» для АЭС «Куданкулам»
(Индия), где в качестве конечного поглотителя теплоты используется
морская вода. Система состоит из промежуточного контура и контура
охлаждения, подключенного к холодильной машине, которая обеспе­
чивает доохлаждение воды промконтура. Соответственно произво­
дится распределение потребителей и выделяются потребители, кото­
рые допускают температуру охлаждающей воды выше 41 °С.
13.4. СИСТЕМА ОХЛАЖДЕНИЯ И ТЕХНИЧЕСКОГО
ВОДОСНАБЖЕНИЯ РЕАКТОРНОГО ОТДЕЛЕНИЯ

Система технического водоснабжения потребителей реакторного
отделения предназначена для отвода теплоты от активной зоны ре­
актора к конечному поглотителю, от бассейна выдержки, промконту­
ра, ряда вентиляционных систем, систем СГО, дизель-генераторов, а
также для охлаждения механизмов систем безопасности.
Система является важной для безопасности и совмещает функции
обеспечивающей системы безопасности (отвод теплоты от активной
зоны через теплообменник САОЗ, охлаждение механизмов систем
безопасности) и системы нормальной эксплуатации (отвод теплоты
от промконтура, бассейна выдержки и т.п.).
Все элементы системы относятся к 1-й категории сейсмостойко­
сти. Энергоснабжение оборудования системы осуществляется от се­
ти надежного питания второй категории.
Система проектируется на основе следующих требований:
она выполняет свои функции в любой аварийной ситуации, вклю­
чая ситуации, происходящие в условиях полного обесточивания
атомной станции;
имеет трехканальную структуру, т.е. соответствует структуре тех­
нологических систем (аварийного впрыска бора, аварийного расхо­
лаживания и т.п.) 1-го контура;
имеет возможность контроля и испытания ее в любых режимах
нормальной эксплуатации без нарушения ее функциональных
свойств;
имеет возможность вывода ее в ремонт в любом режиме нормаль­
ной эксплуатации (в составе канала СБ);
работает в течение всего требуемого периода времени (времени
нахождения топлива в реакторе или бассейне выдержки);
обеспечивает температуру подаваемой в реакторное отделение
воды в диапазоне 5—33 °С во всех режимах работы.
321

К системе технического водоснабжения реакторного отделения,
как к обеспечивающей безопасность, не предъявляется требований
по обеспечению отвода теплоты промконтура, бассейна выдержки,
работы вентиляционных систем герметичной оболочки в аварийных
ситуациях.
Однако в аварийных ситуациях, не связанных с повышением дав­
ления выше 0,3 кгс/см2, теплообменники указанных систем не от­
ключаются, и сохраняется возможность охлаждения водой потреби­
телей под оболочкой.
Расчетные параметры системы (давление и температура):
напорные трубопроводы — 6 кгс/см2 (0,6* МПа), 306 °К (33 °С);
сливные трубопроводы (от потребителей воды до теплообменни­
ка САОЗ) — 6 кгс/см2 (0,6 МПа), 318 °К (45 °С);
сливной трубопровод (за теплообменником САОЗ) — 6 кгс/см2
(0,6 МПа), 343 °К (70 °С).
Система охлаждения принята оборотной, изолированной от
внешних водоемов, грунтовых вод и других систем водоснабжения
с охлаждением технической воды, например, в брызгальных бассей­
нах. Принципиальная схема водоснабжения для одного канала реак­
торного отделения представлена на рис. 13.6.
В соответствии с действующими в настоящее время положения­
ми на каждый энергоблок АЭС предусматривается три или четыре
независимых канала системы охлаждения и технического водоснаб­
жения реакторного отделения, обеспечивающих работу энергоблока
в режимах номинальном и планового расхолаживания, а также в ава­
рийных ситуациях.
В состав каждого канала системы входит следующее оборудование:
1) четыре насоса, которые установлены на блочной насосной
станции и предназначены для водоснабжения потребителей одного
из каналов систем безопасности и систем нормальной эксплуатации,
важных для безопасности;
2) бак аварийного запаса технической воды, в котором содержит­
ся объем технической воды, необходимый для обеспечения запуска
дизель-генератора;
3) трубопроводы и арматура.
Каждый канал системы технического водоснабжения ответствен­
ных потребителей связан отдельным трубопроводом со следующими
потребителями:
системой охлаждения подшипников и электродвигателей аварий­
ных питательных электронасосов;
теплообменниками системы аварийного охлаждения зоны;
322

Теплообменник
САОЗ

Потребители
технической воды
гр. «А»
I Аварийный бак
запаса технической
I воды

Реакторное
отделение

Брызгальный
бассейн
1-й системы
блоков 1 и 2

Шхх

Рис. 13.6. Принципиальная схема систем охлаждения и технического водоснаб­
жения реакторного отделения (на схеме условно показан один канал. Схема ос­
тальных каналов аналогична)

системой охлаждения подшипников вентиляционных агрегатов;
системой охлаждения подшипников и электродвигателей насосов
аварийного ввода бора;
системой охлаждения подшипников и электродвигателей насосов
аварийного расхолаживания зоны;
системой охлаждения подшипников и электродвигателей насосов
спринклерной системы;
системой охлаждения теплообменных аппаратов вентиляции;
теплообменным оборудованием компрессорных пневмоприводов;
системой охлаждения потребителей системы специальной газо­
очистки;
системой охлаждения подпиточного насоса 1-го контура;
системой охлаждения теплообменников промежуточного контура
главных циркуляционных насосов;
теплообменным оборудованием дизель-генераторов.
323

В качестве конечного поглотителя отведенной от реакторного от­
деления теплоты используются брызгальные бассейны. Можно так­
же использовать естественные водоемы (озеро, море).
Брызгальные бассейны рассчитаны на сейсмические воздействия,
и их выбор в качестве охладителей обусловлен требованиями к обес­
печению повышенной надежности эксплуатации системы с учетом
внешних воздействий.
От реакторного отделения техническая вода отводится для охла­
ждения в брызгальных бассейнах по магистральным водоводам. Ма­
гистральные водоводы одноименных каналов системы энергоблоков
объединяются и идут на соответствующие секции бассейнов. К ним
подключены трубопроводы резервной и основной систем подпитки,
а также сбросы после доочистки бытовых стоков системы СВО и во­
достоков с кровли здания этой системы.
В периоды низких температур наружного воздуха предусмотрен
холостой сброс воды в брызгальный бассейн (без разбрызгивания).
При этом температура воды в бассейне регулируется открытием за­
движки на линии холостого сброса. Максимальная температура ох­
лажденной технической воды может достигать 33 °С.
Емкость брызгальных бассейнов выбирают исходя из создания
теплоаккумулирующей способности охладителя в течение 3 ч (учи­
тывая неравномерность по времени сброса тепла при расхолажива­
нии) и обеспечения возможности работы без подачи подпиточной
воды в течение нормативного времени (24 ч), необходимого для ре­
монта и восстановления любой из системы подпитки.
Подпиточная вода для восполнения потерь на испарение и унос
ветром подается с предварительной обработкой на СВО из водохра­
нилища — основной системы подпитки.
В качестве подпитки брызгальных бассейнов используются также
дебалансные воды систем СВО и очищенные воды хозбытовой кана­
лизации «грязной» зоны. Сбросы поступают через контрольные баки
с дозиметрическим контролем. Требуемое количество обеспечивает­
ся за счет химобработки подпиточной воды, в связи с чем продувка
брызгальных бассейнов не предусматривается.
Для предотвращения утечек технической воды из брызгальных
бассейнов в грунт предусмотрено два слоя водонепроницаемой об­
лицовки с дренирующим слоем между ними, что позволяет вести
постоянный визуальный контроль плотности наружной облицовки.
Для установления наличия неплотностей в облицовке брызгальных
бассейнов и удаления фильтрационных вод предусмотрено устрой­
ство внутреннего дренажа. Наличие расхода более 3 л/(сут • м2) сви­
детельствует о повреждении облицовки бассейна и необходимости
вывода его в ремонт для ликвидации неплотностей. Кроме внутрен324

него дренажа, по контуру площадки брызгальных бассейнов преду­
смотрен общеплощадочный кольцевой дренаж, воды которого отво­
дятся в брызгальные бассейны.
Охлажденная техническая вода самотеком подводится к водопри­
емникам насосных станций, затем проходит через вращающиеся во­
доочистные сетки на всас насосов и далее к потребителям реактор­
ного отделения и на охлаждение дизель-генераторов.
В нормальном режиме работы блока в каждом канале должно
быть не менее трех работоспособных насосов из четырех. Один
из трех работоспособных насосов находится в работе.
После потребителей турбинного отделения, реакторного отделе­
ния и спецкорпуса вода технического водоснабжения ответственных
потребителей поступает в сбросной канал.
Для регулирования температуры воды промежуточного контура
систем аварийного охлаждения зоны на каждом канале системы тех­
нического водоснабжения ответственных потребителей предусмот­
рены регуляторы.
При снижении давления в напорном трубопроводе каждой груп­
пы насосов системы технического водоснабжения ответственных по­
требителей до 3,5 кгс/см2 происходит включение резервных насосов
своей группы. Подпитка баков аварийного запаса технической воды
происходит автоматически: при снижении уровня до 2750 мм откры­
вается задвижка на подводе технической воды, при повышении
уровня до 2950 мм задвижка закрывается.
Для локализации трубопроводов подачи воды технического водо­
снабжения каждого канала в герметичную часть реакторного отделе­
ния установлено пять локализующих отсечных клапанов: два на на­
порном трубопроводе и три на сливном трубопроводе.
При возникновении аварийной ситуации, связанной со срабатыва­
нием технологических защит реактора или обесточиванием блока
все группы насосов запускаются по программе автоматического сту­
пенчатого пуска, тем самым обеспечивая подачу технической воды
к потребителям по трем независимым каналам.
В пределах реакторного отделения техническая вода подается на
охлаждение потребителей. На напорном трубопроводе установлен
бак аварийного запаса технической воды, обеспечивающий подачу
технической воды на период перехода от электропитания собствен­
ных нужд на надежное питание в процессе ступенчатого пуска.
Для обеспечения надежного охлаждения теплообменника САОЗ
параллельно потребителям технической воды в реакторном отделе­
нии предусмотрена перемычка с регулирующим клапаном. Регуля­
тор поддерживает во всех режимах работы блока расход через теп­
лообменник САОЗ 3000 м3/ч.
325

Управление и контроль системы технической воды группы «А»
выполнены идентично технологической части проекта в трехканальном исполнении с территориальным, электрическим и информаци­
онным разделением каналов. При этом средства автоматизации при­
няты в сейсмостойком исполнении.
Подсистема автоматического управления, обеспечивает реализа­
цию защит и блокировок, необходимых для работы технологической
системы во всех предусмотренных проектом режимах.
При работе защит САОЗ основным видом управления является ав­
томатическое управление, реализуемое через аппаратуру ступенчато­
го пуска. Кроме автоматического управления предусмотрено дистан­
ционное индивидуальное управление насосами и арматурой СБ
с БЩУ и РЩУ, что исключает ложные команды при пожаре на БЩУ
Аппараты управления оборудованием размещены на панелях
безопасности, на которых размещены также лампы сигнализации по­
ложения упомянутого оборудования, индивидуальные средства кон­
троля технологических параметров, объем которых достаточен для
ведения аварийного режима.
Контроль активности технической воды группы «А» осуществляет­
ся непрерывно с помощью датчиков, установленных на сливных тру­
бопроводах технической воды на выходе из реакторного отделения.

Глава 14. ВЫВОД ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ЭНЕРГОБЛОКА С РЕАКТОРОМ ВВЭР

14.1. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ВЫВОДА ЯДЕРНЫХ
ЭНЕРГОБЛОКОВ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Жизненный цикл ядерного энергоблока включает следующие ос­
новные стадии: проектирование энергоблока, его сооружение (изго­
товление оборудования, строительство сооружений, монтаж обору­
дования), ввод в эксплуатацию, эксплуатацию (включающую в себя
этап подготовки блока к выводу из эксплуатации), продление срока
службы энергоблока (в случае обоснования технической реализуемо­
сти и экономической целесообразности), вывод из эксплуатации [1].
В той или иной форме, большинство стран, развивающих ядерную
энергетику, ориентируется на программы продления срока службы
блоков. Выгоды от продления срока службы энергоблока включают
отсрочку затрат на вывод энергоблока из эксплуатации, возможность
улучшения технических характеристик энергоблока и уровня мощно­
сти блока, улучшение цикла ядерного топлива и снижение эксплуата­
ционных расходов. Если по ряду причин программы продления срока
службы не могут быть применены для некоторых энергоблоков, вы­
работавших штатный эксплуатационный ресурс, то такие энергобло­
ки должны быть выведены из эксплуатации.
Основанием для прекращения эксплуатации энергоблока, помимо
окончания проектного (или продленного) срока службы могут слу­
жить: предъявление дополнительных (по сравнению с учтенными
в проекте) требований по обеспечению надежности и безопасности
оборудования, систем и строительных конструкций энергоблока, ко­
торые технически невозможно и экономически нецелесообразно
удовлетворить в рамках реализованных проектно-конструкторских
решений; выявление экономической нецелесообразности дальнейшей
эксплуатации энергоблока; директивные документы и специальные
решения компетентных органов; авария на энергоблоке, в результате
которой невозможно возобновление эксплуатации энергоблока.
Проект энергоблока должен содержать раздел «Снятие с эксплуата­
ции», содержание которого должно учитывать следующие факторы и
ограничения, влияющие на работы по выводу блока из эксплуатации:
конкретные проектно-конструкторские и организационно-техниче­
ские решения, направленные на обеспечение вывода из эксплуатации,
факторы технического, экономического, социального характера,
учитывающие специфику района размещения атомной станции и
327

требования по обеспечению безопасности снятия энергоблока атом­
ной станции с эксплуатации,
специфику и ограничения, накладываемые на процесс вывода
особенностями конструкции энергоблока, промплощадки, техникоэкономическими, географическими, климатическими и другими ха­
рактеристиками региона размещения конкретной АЭС.
Ядерный энергоблок является потенциально ядерно-опасным
и радиационно-опасным объектом. Ядерная опасность энергоблока
сохраняется до момента, пока из активной зоны реактора (а затем
и из хранилища отработанного ядерного топлива) не удалено ядер­
ное топливо.
После удаления ядерного топлива радиационная опасность объек­
та сохраняется, так как велики значения наведенной активности ком­
понентов реакторного оборудования, элементов контура и защитных
конструкций энергоблока. Это обстоятельство обусловливает допол­
нительные требования обеспечения безопасности (как персонала,
так и населения близлежащих районов), сопровождающие отдель­
ные этапы вывода блока из эксплуатации.
Условия вывода из эксплуатации энергоблока. Вывод из экс­
плуатации ядерного энергоблока требует значительных финансовых
затрат, которые кроме собственно процесса вывода должны обеспе­
чить кондиционирование, транспортировку и хранение (захороне­
ние) радиоактивных отходов как накопленных при работе энергобло­
ка, так и образовавшихся в процессе вывода его из эксплуатации.
Ядерные энергоблоки обладают, как правило, значительной еди­
ничной электрической мощностью, достигающей 1400 МВт, и отно­
сительно длительным сроком службы: около 40 лет (проекты усовер­
шенствованных легководных реакторов предусматривают увеличе­
ние срока их службы до 60 лет). За период эксплуатации оборудова­
ния АЭС происходит его износ, моральное и физическое старение,
результатом чего является снижение надежности и безопасности экс­
плуатации энергоблоков, что в конечном итоге приводит к необходи­
мости прекращения их эксплуатации.
Срок эксплуатации АЭС фиксируется в лицензии, выдаваемой
Органами надзора и регулирования. Существуют три различных ти­
па срока службы АЭС: экономический, определяемый конкуренто­
способностью АЭС с альтернативными источниками энергии; про­
ектный, определяемый техническим заданием при проектировании
АЭС, и лицензионный (отсутствует во Франции и Японии), назна­
чаемый регулирующими органами.
В период до 2015 г. в странах мирового сообщества могут быть
выведены из эксплуатации свыше 250 ядерных энергоблоков. Опре328

деленный опыт вывода из эксплуатации демонстрационных, энерге­
тических, исследовательских и других ядерных реакторов существу­
ет: в 16 странах мирового сообщества выведено из эксплуатации
свыше 130 ядерных установок, в том числе 34 демонстрационных
энергетических реактора общей мощностью около 2800 МВт (макси­
мальной единичной мощностью до 270 МВт), 62 исследовательских
и испытательных реактора. Однако по положению на 2001 г. ни один
мощный коммерческий промышленный ядерный энергетический ре­
актор из эксплуатации выведен не был.
В целях разработки единого подхода к проблеме, МАГАТЭ опуб­
ликовало проект руководства по выводу ядерных энергоблоков
из эксплуатации. Согласно рекомендации МАГАТЭ, перед лицензи­
рованием любой новой ядерной установки должен быть разработан
предварительный план вывода ее из эксплуатации.
Порядок вывода из эксплуатации блока АЭС, работа которого бы­
ла прекращена в результате аварии, должен быть определен в специ­
ально разработанной программе аварийного вывода энергоблока.
Основные принципы вывода ядерных энергоблоков из эксплуата­
ции следующие.
1. При планировании вывода из эксплуатации энергоблока АЭС
необходимо исходить из принципа реновации (полного восстановле­
ния) или замещения выбывающих энергомощностей новыми усовер­
шенствованными и более безопасными блоками (если резервы мощ­
ностей недостаточны).
2. При необходимости, следует использовать здания, сооружения
и оборудование выводимых из эксплуатации энергоблоков с целью
расширения стендовой и испытательной базы ядерной энергетики.
Актуальным и важным является использование зданий и соору­
жений выводимых из эксплуатации энергоблоков для возможного
перепрофилирования их во временные или в долговременные (в том
числе и региональные) хранилища радиоактивных отходов, которые
накапливаются как при эксплуатации АЭС, так и при выводе ее
из эксплуатации.
3. В случае необходимости, следует использовать перепрофили­
рование («конверсию») снимаемого с эксплуатации энергоблока
АЭС, в том числе перепроектирование блока в тепловой энергоблок
на органическом топливе с использованием отдельных здании, со­
оружений и части традиционного энергетического и вспомогатель­
ного оборудования выводимого из эксплуатации ядерного энер­
гоблока.
329

14.2. КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ ОСНОВЫ ВЫВОДА ЭНЕРГОБЛОКОВ
АЭС ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ

В сводах положений МАГАТЭ по безопасности АЭС понятие
«снятие с эксплуатации» трактуется как «...процесс окончательного
прекращения эксплуатации АЭС».
В соответствии с определением МАГАТЭ, существуют три стадии
вывода ядерного энергоблока из эксплуатации:
1) хранение под наблюдением;
2) частичный демонтаж, с ограниченным использованием пло­
щадки;
3) полный демонтаж с неограниченным использованием площадки.
Стадии 1 и 2 могут быть отдельными вариантами вывода объекта
из эксплуатации, но обычно рассматриваются как промежуточные,
ведущие к заключительной третьей стадии.
В общем виде вариант ликвидации ядерных энергоблоков вклю­
чает следующие этапы (рис. 14.1):
останов энергоблока, который состоит в прекращении коммерче­
ской эксплуатации энергоблока и переводе его в ядерно- и радиационно-безопасное состояние.
После собственно останова производят полную выгрузку ядерно­
го топлива из реактора, а оборудование и системы блока готовят

Прекращение эксплуатации энергоблоков

Продление срока службы

Вывод из эксплуатации

I
Техническое
перево­
оружение

Конверсия

—

Ликвидация

Захоронение

Подготовка к
хранению

Подготовка к
захоронению

Реконструкция
Локализация оборудования

Рекультива­
ция промплощадки АЭС

Демонтаж
Длительное
реакторов,
|—j хранение под
оборудования и
наблюдением
сооружений

Демонтаж и
захоронение
блока

Рис. 14.1. Направления и варианты прекращения эксплуатации энергоблоков
АЭС

330

к обследованию их состояния. В этот период выполняют первооче­
редные работы по консервации отдельного технологического и энер­
гетического оборудования, а также работы, связанные с дезактива­
цией, сбором и концентрированном жидких радиоактивных отходов.
Безопасность при выполнении работ на данном этапе обеспечивает­
ся и контролируется в основном штатными системами энергоблока.
Длительность этапа зависит от типа реакторной установки и фак­
тического состояния систем и оборудования энергоблока и может со­
ставить по времени от 2 до 6 мес;
временная выдержка (консервация) энергоблока — это подготов­
ка энергоблока к последующему длительному хранению под наблю­
дением. На данном этапе должны быть выполнены работы, гаранти­
рующие безопасность остановленного энергоблока на последующий
длительный период как для персонала и населения, так и для окру­
жающей среды. На этом этапе необходимо завершить вывоз с промплощадки отработавшего ядерного топлива, закончить строительст­
во и ввести в эксплуатацию дополнительные сооружения для хране­
ния радиоактивных отходов, завершить дезактивационные работы,
задействовать ужесточенную систему радиационного контроля и фи­
зической охраны зданий и сооружений, выполнить локализацию ак­
тивного оборудования (соорудить дополнительные барьеры) для не­
допущения воздействия радиоактивности на внешнюю среду
На этом же этапе следует завершить комплексное обследование со­
стояния зданий, сооружений, систем и оборудования и по его резуль­
татам принять окончательное решение: о перепрофилировании бло­
ка или о необходимости вывода его из эксплуатации.
На выполнение работ данного этапа потребуется ориентировочно
от 3 до 5 лет;
длительная выдержка снимаемого с эксплуатации энергоблока
(длительное безопасное хранение под наблюдением) — это содержание
блока в радиационно-безопасном состоянии для персонала, населения и
окружающей среды, когда на реакторном и другом радиоактивном обо­
рудовании не ведутся демонтажные работы. На данном этапе может
проводиться демонтаж или перепрофилирование общеэнергетического,
вспомогательного и другого «чистого» оборудования.
Продолжительность этапа длительной выдержки зависит от фак­
тического состояния оборудования и систем снимаемого с эксплуа­
тации энергоблока, от особенностей региона, в котором расположена
АЭС, от наличия и состояния хранилищ для радиоактивных материа­
лов и ряда других сопутствующих факторов.
Увеличение продолжительности хранения энергоблока позволяет
существенно снизить дозозатраты и стоимость работ по демонтажу
и захоронению реакторной установки и сильно загрязненного
331

(не подлежащего дезактивации) оборудования и конструкционных
материалов за счет естественного распада радионуклидов. Считает­
ся, что технически и экономически оправданным является период
длительной выдержки энергоблока, составляющий 30 лет, который
позволяет снизить наведенную активность конструкционных мате­
риалов в 60—100 раз (в России, США и Канаде на этап длительной
выдержки, отводят 30 лет, в Великобритании — до 100 лет).
Следует отметить, что указанные значения продолжительности
периода длительной выдержки снимаемого с эксплуатации энерго­
блока носят неоднозначный характер. По-видимому, продолжитель­
ность длительной выдержки энергоблока (и вообще, целесообраз­
ность введения данного этапа в жизненный цикл блока) должна, как
минимум, явиться для каждого энергоблока результатом детальных
технико-экономических оптимизационных расчетов. В реальности,
кроме экономических соображений, несомненно, будут играть зна­
чительную, а возможно и определяющую, роль соображения юриди­
ческого, социального и политического характера;
демонтаж и захоронение оборудования энергоблока. Частичный
демонтаж оборудования с небольшой наведенной активностью и его
захоронение в штатных или дополнительно сооруженных могильни­
ках на территории промплощадки АЭС планируется проводить при
любом варианте вывода энергоблока, начиная с подготовительного
этапа. Демонтируется оборудование и трубопроводы, которые
не могут быть использованы в дальнейшем и не требуют специаль­
ной технологии и особых мер безопасности при выполнении демонтажных и транспортных операций. При этом реактор и другое радио­
активное оборудование выдерживаются на штатных местах в безо­
пасном состоянии в полной изоляции от внешней среды за счет уже
существующих и дополнительно сооруженных защитных барьеров.
Полный демонтаж и захоронение реакторной части энергоблока
выполняются после завершения этапа длительной выдержки. Полно­
му демонтажу предшествуют сооружение на территории АЭС долго­
временных хранилищ радиоактивных материалов, изготовление
транспортно-технологических и робототехнических устройств и раз­
работка проекта демонтажных работ.
Полный демонтаж реакторной части энергоблока выполняется
в тех случаях, когда принято решение о сооружении на этом месте
новой реакторной установки, либо когда необходимо использовать
здание реакторного отделения снимаемого с эксплуатации энерго­
блока для других целей.
На демонтаж реакторной установки крупного энергоблока требу­
ется 5—10 лет.
332

Ликвидация энергоблока. В некоторых случаях может быть
принято решение о полной ликвидации АЭС с целью восстановле­
ния территории ее промплощадки, а также водных и наземных эко­
систем до уровня, позволяющего использовать эту территорию для
любых целей, включая и неограниченное проживание населения.
Решение о ликвидации АЭС может быть принято правительствен­
ными или законодательными органами на основе материалов ком­
плексного обследования АЭС компетентной комиссией. Однако
практически все действующие АЭС — многоблочны, т.е. полная ли­
квидация одного или нескольких энергоблоков не позволяет восста­
новить площадку для использования в других целях. Поэтому во­
прос о полной ликвидации отдельного энергоблока АЭС можно рас­
сматривать только в особых случаях.
Конечное состояние выведенного из эксплуатации энергоблока
и АЭС в целом после завершения демонтажных и ликвидационных
работ должно быть согласовано с Органами надзора и контроля
на основе оценки безопасности для персонала, населения и окру­
жающей среды.
Наибольшую техническую сложность при выводе ядерного энер­
гоблока из эксплуатации представляет демонтаж высокоактивных
конструкций, их фрагментация на транспортабельные части и пере­
мещение в хранилища. Многолетняя практика выполнения ремонт­
ных и реконструкционных работ на реакторных установках стран
мирового сообщества подтверждает, что демонтаж и захоронение ра­
диоактивного оборудования можно успешно проводить с использо­
ванием уже отработанных технологий.
Захоронение энергоблока. Вариант захоронения ядерного энер­
гоблока включает в себя следующие этапы:
1) останов энергоблока',
2) подготовка энергоблока к захоронению (частичный демонтаж
и удаление чистого, слабозагрязненного и низкоактивированного
оборудования и систем энергоблока о последующей утилизацией
чистого оборудования и переработкой, упаковкой и складированием
в помещениях реакторного отделения энергоблока радиоактивных
отходов, подлежащих локализации);
3) локализация (консервация оборудования, систем и строитель­
ных конструкций энергоблока не подлежащих демонтажу, локализа­
ция высокоактивного оборудования и кондиционированных радио­
активных отходов в помещениях реакторного отделения энергобло­
ка, полный демонтаж и удаление оборудования, систем, строитель­
ных конструкций, не подлежащих захоронению или дальнейшему
использованию);
333

4) захоронение энергоблока (создание дополнительных защит­
ных барьеров, например контейнмента, если он не существует, или
подобного ему сооружения, вокруг локализованных помещений ре­
акторного отделения для исключения распространения радиоактив­
ных загрязнений в окружающую среду, защиты от стихийных бедст­
вий и влияния атмосферных воздействий, а также для исключения
несанкционированного доступа в зону захоронения).
Возможны варианты вывода блока из эксплуатации, предусматри­
вающие другие сочетания этапов или другие конечные цели вывода.
14.3. СОДЕРЖАНИЕ РАБОТ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ВЫВОДА
ЯДЕРНОГО ЭНЕРГОБЛОКА ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ

С начала эксплуатации энергоблока должна быть сформирована
база данных, обеспечивающая сбор, систематизацию и сохранение
информации об истории эксплуатации блока, учитывающая:
аварийные ситуации, их реальные последствия, мероприятия
по преодолению последствий аварий, результативность предприня­
тых мероприятий;
данные об изменении радиационной обстановки в ходе эксплуа­
тации энергоблока, ее характеристики при аварийных ситуациях
и при реализации мер по преодолению последствий аварий;
ремонтно-восстановительные работы на энергоблоке;
изменение принятых в проекте энергоблока проектно-конструкторских решений по повышению надежности и безопасности;
зависимости тепловой мощности ядерного реактора и энергорас­
пределения в наружных тепловыделяющих сборках активной зоны
от времени (усредненные по месяцам) в течение эксплуатации энер­
гоблока.
Заказчиком работ по выводу энергоблока из эксплуатации являет­
ся атомная электростанция.
За 5 лет до истечения проектного срока службы энергоблока экс­
плуатирующая организация должна обеспечить разработку и согла­
сование с органами Государственного надзора и контроля техникоэкономического исследования (ТЭИ) направлений прекращения экс­
плуатации энергоблока.
Эти исследования проводятся на основании результатов комплекс­
ного обследования энергоблока, проводимого комиссией, назначае­
мой эксплуатирующей организацией с учетом накопленной информа­
ции по эксплуатации энергоблока. Цель ТЭИ — это анализ техниче­
ской реализуемости и экономической целесообразности вариантов
продления срока службы и вывода из эксплуатации энергоблока, пе­
речень которых устанавливает эксплуатирующая организация.
334

Этап подготовки энергоблока к выводу из эксплуатации выпол­
няется в соответствии с программой подготовки энергоблока АЭС
к выводу из эксплуатации и продолжается вплоть до развертывания
полномасштабных работ по выводу. На этапе подготовки выполняются:
перевод энергоблока в ядерно-безопасное состояние (удаление
ядерного топлива из активной зоны реактора, а в дальнейшем и
с территории энергоблока);
удаление радиоактивных рабочих сред и эксплуатационных ра­
диоактивных отходов с энергоблока и их переработка;
штатная дезактивация оборудования, систем и строительных кон­
струкций энергоблока.
На этом этапе все работы проводятся таким образом, чтобы
не изменить технические характеристики энергоблока, и в случае не­
обходимости был возможен его повторный запуск.
На этапе подготовки к выводу из эксплуатации энергоблок АЭС
считается находящимся в эксплуатации и обслуживается в соответ­
ствии со специальным регламентом. На этом же этапе проводится
комплексное инженерное и радиационное обследование (КИРО)
энергоблока, целью которого является:
уточнение фактического состояния оборудования, систем
и строительных конструкций энергоблока с оценкой их остаточного
ресурса;
определение радиационной обстановки в помещениях энергобло­
ка и на промплощадке на момент проведения КИРО.
По результатам проведения технико-экономического исследования
направлений прекращения эксплуатации, комплексного инженерного
и радиационного обследования и на основании действующих норма­
тивных документов эксплуатирующая организация должна обеспе­
чить разработку технико-экономического обоснования (ТЭО) вариан­
та вывода энергоблока из эксплуатации и «Программу вывода из экс­
плуатации блока АЭС». В соответствии с данной программой и с уче­
том результатов КИРО, ТЭИ и ТЭО эксплуатирующая организация
должна обеспечить разработку «Проекта вывода из эксплуатации
блока АЭС», целью которого является детальная разработка обосно­
ванных проектных решений по всем этапам вывода.
К моменту начала работ по выводу энергоблока эксплуатирую­
щая организация должна обеспечить:
разработку «Проекта производства работ», конструкторской и тех­
нологической документации по выбранному варианту вывода энерго­
блока из эксплуатации;
приведение АЭС в прогнозируемое состояние (по ресурсу, соста­
ву оборудования, использованию хранилищ, складов и пр.);
335

подготовку персонала для проведения работ по выводу;
экспертную оценку всех документов и материалов, разработан­
ных для обеспечения вывода энергоблока из эксплуатации.
Контроль и надзор за проведением работ по выводу ядерного
энергоблока из эксплуатации осуществляется компетентными орга­
нами или организациями, обладающими юридическим правом регу­
лирования, надзора, разрешения, контроля за проведением работ
с делящимися и радиоактивно загрязненными материалами. Требо­
вания компетентных органов или организаций являются обязатель­
ными для всех организаций и предприятий, привлеченных к прове­
дению работ по выводу из эксплуатации энергоблоков АЭС.
К работам по выводу из эксплуатации энергоблоков АЭС допус­
каются организации, получившие в установленном законодательст­
вом порядке лицензию на производство работ. Организации и пред­
приятия, привлекаемые к проведению работ обязаны представлять
компетентным органам или организациям полную информацию
по всем вопросам, входящим в их компетенцию.
Надзор и контроль за ходом работ по выводу энергоблока из экс­
плуатации осуществляются вплоть до освобождения всей террито­
рии промплощадки и ее санитарно-защитной зоны от ограничений
по радиологическим факторам.
Принятие решения о завершении работ по выводу ядерного
энергоблока из эксплуатации принимает эксплуатирующая организа­
ция по согласованию с компетентными органами и организациями.
Энергоблок АЭС считается выведенным из эксплуатации после
завершения работ, предусмотренных «Проектом вывода из эксплуа­
тации блока АЭС», при условии согласования эксплуатирующей ор­
ганизацией, другими компетентными органами или организациями,
принимающими участие в снятии с эксплуатации, представленных
документов, отражающих результаты проведения работ по выводу, и
подписания ими актов, подтверждающих соответствие состояния
энергоблока и его площадки, достигнутого к моменту завершения
работ, поставленным в этом проекте целям.
14.4. СОСТОЯНИЕ СИСТЕМ И НОМЕНКЛАТУРА РАБОТ
НА ЭТАПАХ ВЫВОДА ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКА
С РЕАКТОРОМ ВВЭР

К моменту окончательного останова энергоблока должна быть
смонтирована установка по переработке и отверждению ЖРО
и дополнительные емкости для хранения ЖРО.
Не менее чем за 6 мес до окончательного останова блока должны
быть выполнены следующие работы:
336

утверждена концепция вывода данного энергоблока из экс­
плуатации;
утвержден проект вывода энергоблока из эксплуатации;
утвержден проект по доведению хранилища отработавшего ядер­
ного топлива до требований норм безопасности и выполнены требо­
вания проекта;
ХОЯТ должно быть подготовлено к приему тепловыделяющих
сборок;
должны быть реконструированы системы теплоснабжения, скор­
ректированы системы электроснабжения, водоснабжения, системы
контрольно-измерительных приборов и автоматики;
разработан и утвержден технологический регламент вывода энер­
гоблока из эксплуатации;
разработаны инструкции по обслуживанию энергоблока в период
его консервации и хранения под наблюдением.
Радиационная обстановка на этапе подготовки к выводу из экс­
плуатации энергоблока с реактором ВВЭР. При выводе из эксплуа­
тации исследование радиационной обстановки выполняется в ходе
проведения КИРО и обычно включает в себя измерения гамма-фона
в помещениях и поверхностной загрязненности помещений и обору­
дования. В качестве примера в табл. 14.1—14.3 приведены ориенти­
ровочные данные по радиационной обстановке в помещениях стро­
гого режима энергоблока с реактором ВВЭР и по поверхностному
загрязнению элементов 1-го контура по прошествии одного года по­
сле останова энергоблока (на примере энергоблока Армянской АЭС).
Ориентировочные значения содержания радионуклидов в воде бас­
сейна выдержки приведены ниже:
134

Радионуклид
Содержание нуклидов в воде бассейна выдержки,
Бк- 104/л

Cs

0,93

54

Mn

0,14

137

Cs

1,12

60

Со

0,58

Таблица 14.1
Плотность поверхностного загрязнения радионуклидами коллектора парогенератора
Участок коллек­
тора

Плотность загрязнения, Бк • 104/см2,
радионуклидами

Суммарная плот­
ность, Бк • 104/см2

Cs-137

Со-60

Мп-54

К-40

«Горячий»

0,02

5,6

0,8

0,02

«Холодный»

0,51

8,5

1,3

10,31

В среднем по
парогенератору

0,26

7,0

1,0

8,26

6,44

337

Т а б л и ц а 14.2
Нуклидный состав и уровни загрязненности поверхностей в помещениях энергоблока

Уровень загрязненности, Бк/см2, радионуклидами
Поверхность

134

Cs

Внутренняя воздуховода

0,13

Пол и колпак у трапа блока

2,20

Центральный зал
Трап центрального зала

54

Мп

137

Cs

60

Со

0,40

0,67

8,10

2,20

1,73

12,10

4,00

6,13

27,30

7,40

0,46

Т а б л и ц а 14.3
Ориентировочные значения удельного поверхностного загрязнения элементов
1-го контура энергоблока с реактором ВВЭР

Элемент 1-го контура

Удельная поверхностная загрязнен­
ность. Бк • 104/см2

Парогенераторы

2,4

Корпус реактора

3,1

Шахта реактора

3,1

Корзина реактора

3,1

Компенсатор объема

2,4

Средние значения уровней гамма-излучения по основной группе
помещений реакторного отделения энергоблока составляли от 0,2
до 6,0 мкР/с. Радиационный фон в отдельных помещениях циркуля­
ционных петель определялся значениями поверхностной загрязнен­
ности основного технологического оборудования, был повышенным
и достигал 150—400 мкР/с.
Средние уровни бетта-излучения по основной группе помещений
реакторного отделения составляли от 60 до 300 част/(см2 • мин).
В отдельных помещениях поверхностная загрязненность достигала
2,5 • 104 част/(см2 • мин).
Нуклидный состав загрязнения поверхностей в основном опреде­
лялся такими изотопами как 60 Со, 54 Мп, 4 0 К и осколками деления
I37
Cs и 134 Cs. Источником 60 Со и 54Мп являлись в основном нержа­
веющие аустенитные стали.
Поверхностная загрязненность трубопровода 1-го контура на уча­
стке от главного циркуляционного насоса до парогенератора состав338

ляла от 6 • 104 до 13 • 104 Бк/см2 по Со-60, а поверхностная загрязнен­
ность собственно парогенератора по Со-60 достигала 9 • 104 Бк/см2.
Анализ данных по значению активности поверхностных отложе­
ний в элементах оборудования циркуляционных петель показал, что
более 90 % активности отложений приходится на парогенераторы.
Очевидно, что при демонтаже эффективность дезактивации пароге­
нераторов будет наиболее существенно влиять на дозозатраты пер­
сонала.
В итоге следует отметить, что суммарная активность элементов
энергоблока с реактором ВВЭР может достигать 1,5 • 1013 Бк.
Теплотехнические и транспортно-технологические системы на
подготовительном этапе. После выгрузки топлива из реактора
и удаления его из бассейна выдержки в ХОЯТ необходимость в теп­
лотехнических системах отпадает. Поэтому к началу работ по кон­
сервации оборудование и трубопроводы этих систем должны быть
опорожнены и дезактивированы.
Часть транспортно-технологических систем реакторного блока,
включая отдельные мостовые краны грузоподъемностью от 10 до 50 т,
часть подвесных и консольных кранов грузоподъемностью от 5
до 0,5 т, ряд талей и лебедок грузоподъемностью от 5 до 0,5 т, распо­
ложенных как в центральном зале, так и во вспомогательных помеще­
ниях, могут быть на подготовительном этапе демонтированы.
Степень поверхностной загрязненности транспортных систем
по оценкам колеблется в пределах от 3,7 • 10~2 до 37 Бк/см2.
Общая площадь наружной поверхности, например большого мос­
тового крана, составляет примерно 1000 м 2 . Таким образом, поверх­
ностная активность перед демонтажем для отдельных кранов может
составить до 3,7 • 108 Бк (0,01 Ки). Необходимость дезактивации оп­
ределяется перед удалением демонтированного оборудования
из здания.
Поверхностная загрязненность специальных мостовых кранов
может достигать 3,7- 104 Бк/см2 при площади наружной поверхно­
сти крана 200 м 2 . Таким образом, общая поверхностная активность
крана может составить 7,4 • 1010 Бк/м 2 (2 Ки). Эти краны дезактиви­
руются перед их демонтажем. Основное подъемно-транспортное
оборудование в течение подготовительного этапа и этапа консерва­
ции энергоблока сохраняется в работоспособном состоянии для ис­
пользования его как в процессе работ, связанных с консервацией
блока, так и для демонтажных работ.
Системы управления энергоблоком на подготовительном этапе.
После приведения энергоблока в ядерно-безопасное состояние
на подготовительном этапе основные технологические системы вы339

водят из эксплуатации, а следовательно, необходимо вывести из экс­
плуатации соответствующие системы управления и автоматики в по­
мещениях блочных щитов управления, резервных щитов управления
и управления вспомогательными системами. Со щитового оборудова­
ния снимают электропитание. Проведение специальных работ
по консервации пультов и щитового оборудования не требуется.
Для обеспечения демонтажных и дезактивационных работ, кон­
троля радиационной обстановки и безопасности в штатном рабочем
состоянии остаются системы управления спецхимводоочисткой, конденсатоочисткой, контроля радиационной безопасности.
Управление и контроль за переработкой жидких радиоактивных
отходов, образующихся в процессе дезактивации технологического
оборудования, и установкой отверждения пульп, шламов, кубовых
остатков проводится со щита спецхимводоочистки.
В штатном рабочем состоянии должны находиться также системы
управления подъемно-транспортным оборудованием, которые плани­
руется использовать при демонтаже оборудования энергоблока.
Химико-технологические системы на подготовительном этапе.
После окончательного останова реактора систему очистки турбинно­
го конденсата демонтируют; установка по переработке газообразных
отходов должна работать вплоть до выгрузки топлива из реактора;
установка по очистке малосолевых вод должна находиться в работе
до завершения отмывки контуров и бассейна выдержки; установка
байпасной очистки воды контуров должна продолжать работу вплоть
до выгрузки топлива из реактора. В дальнейшем оборудование уста­
новки байпасной очистки используется как для приготовления де­
зактивирующих растворов, так и для очистки теплоносителя при
дренировании контуров. По завершении процессов дезактивации по­
мещений и контуров, система байпасной очистки воды демонтирует­
ся.
Система химического контроля может быть использована как
на подготовительном этапе, так и на этапе консервации энергоблока.
Система контрольно-измерительных
приборов и автоматики
на подготовительном этапе и на этапе консервации блока частично
выводится из работы. Остающаяся в работе часть системы должна
обеспечить работу:
системы приема и перекачки трапных вод из помещений энерго­
блока;
системы сбора и перекачки организованных протечек;
системы обмывки и дезактивации помещений и контуров энерго­
блока;
системы контроля температуры и влажности воздуха в помеще­
ниях энергоблока.
340

Ревизия (а при необходимости и замена) остающихся в работе
приборов системы контрольно-измерительных приборов и автомати­
ки должна быть выполнена до начала этапа консервации.
14.5. ДЕЗАКТИВАЦИЯ ЭНЕРГОБЛОКА С РЕАКТОРОМ ВВЭР
И ЕГО КОНСЕРВАЦИЯ

Комплексная дезактивация 1-го контура и реактора может прово­
диться штатной системой дезактивации после останова энергоблока
и приведения его в ядерно-безопасное состояние.
К основным видам дезактивационных работ относятся:
дезактивация внутренних поверхностей оборудования в сборе;
дезактивация съемного оборудования;
последемонтажная дезактивация поверхностей оборудования;
дезактивация помещений;
глубокая дезактивация демонтированного и фрагментированного
оборудования.
Целями дезактивационных работ являются снижение уровня об­
лучения персонала и исключение возможности выхода загрязнений
в окружающую среду, доведение до радиационно-безопасного со­
стояния загрязненных ценных изделий и материалов.
Дезактивация внутренних поверхностей оборудования проводит­
ся способами заполнения дезактивирующими растворами и струй­
ной обработкой с помощью переносных технических устройств.
Дезактивация помещений и наружных поверхностей оборудова­
ния выполняется как с помощью переносных технических устройств
дистанционного действия, так и вручную с применением защитных
средств.
Глубокая дезактивация съемного металлического оборудования
проводится на специально организованных участках в ваннах дезак­
тивации.
Зашита дезактивированных поверхностей помещений и оборудо­
вания от вторичного загрязнения осуществляется нанесением на эти
поверхности полимерных покрытий.
Для дезактивации используются следующие растворы:
раствор А: 2—3 г/л Н 3 В0 3 + 1,5—2,5 г/л КМп0 4 ;
раствор Б: 5—7 г/л ЭДТА + 1,5—2,5 г/л Na2 ЭДТА + 2,5—3,5 г/л
лимонной кислоты + гидразингидрат до рН = 5,0—5,5;
раствор В: 30—50 г/л NaOH +4—5 г/л КМп0 4 ;
раствор Г: 30—50 г/л HN0 3 + 2—4 г/л Н 2 С 2 0 4 ;
раствор Д: 30—50 г/л HN0 3 +2—4 г/л Н 2 С 2 0 4 + 2—3 г/л NaF;
раствор Е: 10—15 г/л (NH 4 ) 2 C 2 0 4 + 10—15 г/л Н 2 С 2 0 4 + 20—30 г/л
Н202;
341

раствор Ж (СФ-ЗК): 5 г/л Н 2 С 2 0 4 + 3,5 г/л (NaP0 3 ) 6 + 1,5 г/л суль­
фонала,
где Н 3 В0 3 — борная кислота; КМп0 4 — перманганат калия; ЭДТА
— этилендиаминтетрауксусная кислота; Na2 ЭДТА — двунатриевая
соль ЭДТА; NaOH — гидроксид натрия; HN0 3 — азотная кислота;
Н 2 С 2 0 4 — щавелевая кислота; NaF — фторид натрия; Н 2 0 2 — пере­
кись водорода; (NaP0 3 ) 6 — метафосфат натрия.
Приготовление дезактивационных растворов может проводиться
в штатных системах приготовления и подачи растворов, располо­
женных в реакторном отделении и в спецкорпусе, в емкостях химцеха, а при необходимости — в дезактивируемом оборудовании.
Дезактивация 1-го контура выполняется после выгрузки из ре­
актора топлива и демонтажа приводов системы управления и защи­
ты. Дезактивация проводится заполнением контура окислительным
раствором, его циркуляцией в течение 4—5 ч, трансформацией окис­
лительного раствора в восстановительный и его циркуляцией в тече­
ние 6—7 ч с последующим вытеснением отработанного раствора
чистым конденсатом.
На этапе окисления в контуре готовится раствор А; на этапе вос­
становления в контур подается концентрат травящего раствора с по­
лучением в итоге разбавления состава Б (с добавлением гидразингидрата до рН = 5,0 - 5,5). Циркуляция растворов осуществляется
работой главных циркуляционных насосов при температуре 120 °С.
По окончании циркуляции раствора выполняется водообмен 1-го
контура для удаления шламов и расхолаживание контура до 60 °С
с помощью штатной системы расхолаживания. Затем ГЦН отключа­
ют, и 1-й контур дренируется.
В результате данного вида дезактивации можно получить коэф­
фициент дезактивации (порядок снижения уровня активности), рав­
ный пяти. Объем жидких радиоактивных отходов при этом составля­
ет около 300 м3.
При дезактивации по этому способу одновременно дезактивиру­
ются реактор, все петли, парогенераторы, компенсатор объема.
Более эффективная дезактивация компенсатора объема может дос­
тигаться его автономной промывкой с помощью гидромонитора в те­
чение 5 ч с применением растворов В и Е при температуре 90—95 °С.
Более эффективная дезактивация парогенераторов достигается их
дополнительной обработкой в автономном режиме в течение 5 ч при
температуре 90—95 °С с применением растворов В и Г (при исклю­
чении попадания растворов в петли 1-го контура).
Дезактивация систем. Дезактивация системы охлаждения бас­
сейнов выдержки и перегрузки осуществляется циркуляцией
342

по замкнутому контуру моющего раствора Е в течение 5 ч при тем­
пературе 90—95 °С с последующей промывкой чистым конденсатом.
Коэффициент дезактивации при этом примерно равен 2—3, а объем
ЖРО около 50 м3.
Дезактивация емкостей бакового хозяйства осуществляется
струйным способом с помощью гидромониторов с использованием
растворов В и Г при температуре 90—95 °С. Значение коэффициента
дезактивации, равное примерно 10, достигается при общем объеме
ЖРО около 1900 м3.
Дезактивация бассейнов выдержки и перегрузки проводится после
удаления илов со стен и дна бассейна с помощью гидромониторов.
Применяются растворы В и Д при температуре 90—95 °С. Коэффици­
ент дезактивации равен примерно 20; объем ЖРО около 350 м3.
Дезактивация систем спецводоочистки выполняется по мере не­
обходимости после выгрузки фильтров прокачкой дезактивирующих
растворов В, Д или Е при температуре 90—95 °С, выдержкой раство­
ров в элементах системы и их струйной обработкой. Коэффициент
дезактивации — 10; объем ЖРО около 200 м3.
Съемное оборудование дезактивируется в растворах В и Г при
температуре 90—95 °С. Коэффициент дезактивации — 10; объем
ЖРО примерно 300 м3.
Дезактивация помещений проводится после удаления из них
демонтированного оборудования, отключения помещений от систем
вентиляции и их герметизации. Из помещения удаляется пыль, по­
верхности помещения обрабатываются раствором Ж. После обработ­
ки раствором Ж удаляются металлические и выполненные
из пластиката облицовки потолков и стен, лакокрасочные покрытия
и штукатурка, цементная стяжка полов. Все поверхности помещения
вновь промываются и протираются раствором Ж с последующей
промывкой водой. На все поверхности наносится покрытие на осно­
ве поливинила или водоэмульсионных красок.
Дезактивацию загрязненных помещений рекомендуется прово­
дить в два этапа: струйная отмывка гидромониторами; локальная
частичная дополнительная отмывка пароэжекционными распылите­
лями с последующим нанесением легкосъемных покрытий полимер­
ного состава.
Для особо загрязненных помещений рекомендуется использовать
передвижной шлюз (вход и выход из помещения осуществляется
в пневмокостюме). После проведения струйной и пароэмульсионнои
дезактивации бетонных поверхностей таких помещений рекоменду­
ется обработать их пароабразивным способом, а очищенную поверх­
ность покрыть консервантом — органосиликатным покрытием.
343

Консервация энергоблока с реактором ВВЭР. Консервация —
это процесс перевода блока в состояние, когда определенной части
штатных систем и оборудования обеспечивается сохранность и ра­
ботоспособность, необходимые для проведения дальнейших работ
на блоке при постоянном контроле остального оборудования, сис­
тем, зданий и сооружений, мониторинге площадки энергоблока и его
физической охране.
Консервация оборудования в расчете на длительное хранение.
В качестве примера рассмотрим объем консервации оборудования
по варианту «ликвидация энергоблока».
Оборудование и системы энергоблока делят на три группы.
К первой группе относятся: реакторная установка, контур много­
кратной принудительной циркуляции, трубопроводы острого пара
и питательные трубопроводы, система конденсации аварийных вы­
бросов пара, система контроля герметичности твэлов, трубопроводы
промконтура, часть подъемно-транспортного оборудования, часть
системы контрольно-измерительных приборов.
Указанные элементы и системы энергоблока консервируются
на штатных местах с целью длительного хранения их под наблюде­
нием до начала демонтажа.
Ко второй группе относятся: оборудование и трубопроводы маслосистем ГЦН, теплоизоляция оборудования и трубопроводов, элек­
тродвигатели ГЦН.
Данное оборудование на этапе консервации энергоблока в расче­
те на его длительное хранение подлежит демонтажу.
К третьей группе относятся: системы дезактивации, часть подъ­
емно-транспортного оборудования, системы сжатого воздуха, систе­
мы технологического и радиационного контроля, управления и авто­
матики, системы электроснабжения, приема и перекачки трапных
вод, технического водоснабжения, отопления и вентиляции.
Данные системы должны поддерживаться в рабочем состоянии
в течение всего периода консервации энергоблока вплоть до его ли­
квидации.
Преддемонтажная консервация систем имеет целью подготовку
систем и оборудования к производству демонтажных работ. При
этом проводятся:
контурная и внешняя дезактивация оборудования, трубопроводов,
помещений для обеспечения безопасности производства демонтажа;
консервация выведенных из работы систем для предотвращения
разрушения их оборудования до начала демонтажных работ (по ва­
рианту «ликвидация энергоблока» в течение 5—7 лет);
демонтаж оборудования, трубопроводов, теплоизоляции;
344

ревизия и ремонт оборудования, оставленного в работе о целью
проведения с его помощью демонтажных работ;
ревизия опорных и строительных конструкций энергоблока с це­
лью обеспечения защиты реактора от .внешних воздействий (падение
самолета, землетрясение, ударная волна), заделка проемов и лишних
дверей;
утилизация нерадиоактивных отходов, транспортировка, перера­
ботка и захоронение твердых и жидких радиоактивных отходов;
демонтаж электрооборудования и кабелей систем, выведенных
из эксплуатации;
ремонт и замена электрооборудования и кабелей, обеспечиваю­
щих работы по демонтажу объектов;
сооружение новых установок, которые будут использованы в пе­
риод демонтажа: установок глубокой дезактивации, установок
по переработке жидких и твердых РАО, хранилищ отвержденных
и твердых РАО, установки электрошлакового переплава.
Методы и способы консервации. Цель консервации — это исклю­
чение или ограничение возможности негативного воздействия окру­
жающей среды на конструкционные материалы.
Возможны два основных метода исключения вредного воздейст­
вия окружающей среды на металл:
1) отделение металла от воздействия агрессивной среды путем
нанесения на поверхность металла устойчивых покрытий: пленок
из трудно растворимых оксидов и солей данного металла, смазок,
лаков, красок и пр.,
2) изменение свойств коррозионно-активной среды путем обра­
ботки различными реагентами или введение добавок, снижающих
агрессивность среды (например, удаление кислорода в специальных
деаэраторах, введение в среду таких поглотителей кислорода, как
сульфит натрия или гидразингидрат).
Возможно применение комбинированных методов (например,
предварительное оксидирование оборудования с последующим вве­
дением в очищенный теплоноситель ингибиторов коррозии).
Консервация внешних активированных поверхностей может осу­
ществляться их окраской.
Работы по консервации оборудования необходимо проводить
непосредственно после останова энергоблока, так как для их выпол­
нения требуется наличие обессоленной воды и насосов, находящих­
ся в рабочем состоянии.
Консервация может быть «мокрой» и «сухой». «Мокрая» консер­
вация имеет в настоящее время две модификации консервирующих
обработок: «горячую» и «холодную». При «горячей» обработке кон­
тур разогревается до 100 °С, в теплоноситель вводится азотная ки345

слота (около 40 мг/кг) и азотнокислый гидразин (10 мг/кг). Обработ­
ка проводится примерно в течение 3 ч, после чего в раствор добав­
ляют гидроксид натрия и нитрид натрия (до 100 мг/кг) с последую­
щим охлаждением контура. Консервирующие свойства раствора со­
храняются до 3 лет.
При «холодной» обработке в теплоноситель при температуре
10—20 °С вводится азотнокислый алюминий (70 мг/кг). Длитель­
ность обработки составляет до 36 ч, после чего в раствор добавляют
150 мг/кг NH4OH и 100 мг/кг NaN0 2 . Раствор обеспечивает консер­
вирующие свойства также в течение 3 лет.
Обычно «сухая» консервация следует непосредственно за «мок­
рой». После пассивации (она проводится в ходе «мокрой» консерва­
ции) в контур вводятся NaN0 2 + NaOH(NH4OH), контур охлаждает­
ся, из него дренируется раствор, после чего контур осушается горя­
чим воздухом. Образовавшаяся в ходе пассивации защитная пленка с
сорбированным на ней нитритом может повысить стойкость перлит­
ных сталей до уровня стойкости нержавеющей стали.

14.6. ДЕМОНТАЖ ОБОРУДОВАНИЯ ЭНЕРГОБЛОКА
С РЕАКТОРОМ ВВЭР
Демонтаж ядерного объекта должен удовлетворять основному
требованию: любой вид демонтажных работ выполняется с гаранти­
ей максимальной степени защиты персонала, населения и окружаю­
щей среды.
К настоящему времени наиболее полно исследована проблема де­
монтажа энергоблока с реактором ВВЭР-440, подходы которой, учи­
тывая принципиальную схожесть конструкции энергоблоков, могут
быть фактически полностью распространены на блок с реактором
ВВЭР-1000.
Разработаны два варианта технологии демонтажных работ:
1) оборудование и системы демонтируются крупными элемента­
ми и фрагментами, транспортируются на участок переработки РАО,
где измельчаются и кондиционируются;
2) оборудование и системы демонтируются мелкими фрагментами
также с последующим перемещением на участки переработки РАО.
Варианты отличаются перераспределением операций демонтажа,
средствами технологического оснащения и радиационной защиты,
дозовыми затратами. Окончательный выбор варианта обосновывает­
ся на стадии разработки проектной технологии демонтажа.
Рабочие зоны демонтажных работ расположены в границах реак­
торного отделения. Они разделяются на зоны демонтажа и перера­
ботки образующихся при демонтаже РАО.
346

Рабочие зоны подразделяются в соответствии с мощностью дозы
радиоактивного излучения в помещениях. Если мощность дозы пре­
вышает 100 мкР/с, то демонтажные работы выполняются дистанционно-управляемым комплексом или автоматизированными (роботи­
зированными) средствами технологического оснащения.
Подготовка к демонтажу и технология работ. В преддемонтажный период необходимо выполнить следующие работы:
провести демонтаж перегрузочной машины (платформа машины
может быть использована в демонтажном комплексе);
демонтировать защитный колпак и верхний блок реактора;
установить и испытать в рабочих зонах средства технологического
оснащения демонтажа, биологической защиты и переработки РАО.
Структурные схемы демонтажа энергоблока по вариантам 1 (де­
монтаж крупными фрагментами) и 2 (демонтаж мелкими фрагмента­
ми) представлены на рис. 14.2 и 14.3. Согласно этим схемам разраба­
тывается технология демонтажа оборудования реакторного отделе­
ния. Технология предусматривает для обоих вариантов расчленение
блока защитных труб с помощью дистанционно-управляемого ком­
плекса (ДУК); демонтаж выемной корзины, демонтаж шахты реакто­
ра и корпуса реактора (с расчленением с помощью ДУК
на фрагменты или без расчленения); демонтаж трубопроводов шахт­
ного объема и тепловой защиты; перемещение ДУК из рабочей зоны
демонтажа; установку защитного колпака над шахтой; расчленение
на конструктивные элементы и узлы верхнего блока реактора; пере­
мещение узлов и фрагментов на участки переработки РАО; демон­
таж главных циркуляционных насосов (с расчленением или без
расчленения на фрагменты); расчленение и разборка оборудования
1-го контура на фрагменты (крупные или мелкие, в зависимости
от принятого варианта); демонтаж вспомогательных металлоконст­
рукций, демонтаж системы технологической оснастки (СТО); демон­
таж петель главных циркуляционных трубопроводов и теплоизоля­
ции петель; демонтаж парогенераторов (без расчленения или
с расчленением) и теплоизоляции парогенераторов; разделка пароге­
нераторов на фрагменты; демонтаж компенсатора объема (без рас­
членения или с расчленением); демонтаж трубопроводов и тепло­
изоляции системы компенсации объема; демонтаж трубопроводов
компенсатора объема; демонтаж барботера и ионообменного фильт­
ра; демонтаж теплообменника охлаждения бассейна выдержки и те­
плообменника охлаждения протечек.
Способ демонтажа. В зависимости от выбранного варианта де­
монтажа, материалов и конструкций демонтируемых элементов воз­
можно использование следующих способов расчленения элементов
оборудования и строительных конструкций:
347

Преддемонтажная подготовка
о
ю
£

о
о
X
н
cd

а

Демонтаж реакторного
оборудования.
Рабочая зона: шахта,
центральный зал

Демонтаж оборудования и
систем I контура.
Рабочая зона: аппаратное
отделение

Перемещение демонтируемого оборудования и крупных
фрагментов. Рабочая зона: участок цеха переработки РАО

Т
Фрагментация демонтированного оборудования и крупных
фрагментов. Рабочая зона: участок цеха переработки РАО
Переработка (кондиционирование) измельченных фрагментов.
Рабочая зона: участок цеха переработки РАО
Упаковка (контейнеризация) кондиционированных РАО .
Рабочая зона: участок цеха переработки РАО

Демонтаж: СТО.
Рабочая зона: аппаратное
отделение

Профилактический ремонт СТО
демонтажа и перемещения.
Рабочая зона: аппаратное отделение

Передача высокоактивных РАО
в могильник

Передача низкоактивных РАО
во временное хранилище на
промплощадке
Передача «чистого» металла
потребителю

Утилизация СТО демонтажа средств
перемещения и переработки РАО

Конечное состояние блока:
оборудование реактора и 1 -го контура
демонтировано, помещения дезактивированы
Рис. 14.2. Демонтаж энергоблоков с реактором ВВЭР по варианту 1

348

Преддемонтажная подготовка
О

ё
S
X
<L>

«=:
о
о

Демонтаж реакторного
оборудования на мелкие
фрагменты.
Рабочая зона: центральный
зал, шахта реактора

Демонтаж оборудования и
систем 1-го контура на
мелкие фрагменты.
Рабочая зона: аппаратное
отделение

Й

с
с
<

Перемещение демонтированных фрагментов.
Рабочая зона: аппаратное отделение, центральный зал

Переработка (кондиционирование) демонтированных
фрагментов. Рабочая зона: участок переработки РАО
Упаковка (контейнеризация) демонтированных фрагментов,
кондиционированых РАО . Рабочая зона: участок переработки РАО
Демонтаж СТО
Рабочая зона: аппаратное
отделение

i

Передача высокоактивных РАО
в могильник

Профилактический ремонт
СТО демонтажа и перемещения.
Рабочая зона: аппаратное
отделение

Передача низкоактивных РАО
во временное хранилище на
промплощадке
Передача «чистого» металла
потребителю

-н

Утилизация
СТО демонтажа и перемещения
переработка РАО

Конечное состояние блока:
оборудование реактора и 1-го контура
демонтировано, помещения дезактивированы

Рис. 14.3. Демонтаж энергоблоков с реактором ВВЭР по варианту 2

349

плазменная резка — разделка на фрагменты элементов, выпол­
ненных из коррозионно-стойкой стали;
кислородно-флюсовая резка — разделка на фрагменты элементов,
выполненных из стали практически любых марок;
кислородно-ацетиленовая резка — фрагментирование объектов,
выполненных из углеродистой стали;
электроэрозионная, электроискровая, электроимпульсная, элек­
троконтактная виды резки — разделка на фрагменты объектов, вы­
полненных из металла;
резка металлоконструкций и бетонных конструкций взрывом
(коммулятивной струей или ударной волной);
резка элементов с толщиной металла до 60 мм лазерным лучом;
резка бетонных конструкций струей воды с абразивом;
механическая резка с применением промышленных труборезов,
фрезерно-отрезных, ножовочных и гильотинных станков, а также
ножниц с абразивно-отрезными головками.
Демонтаж корпуса реактора ВВЭР представляет собой само­
стоятельную достаточно сложную проблему. С учетом возможного
продления срока службы энергоблока срок эксплуатации корпуса ре­
актора ВВЭР сможет достигать 45—60 лет; в связи с этим, материал
демонтируемого корпуса (после этапа его 30-летней выдержки) мо­
жет быть отнесен к твердым радиоактивным отходам 3-й группы.
Уровень излучения корпуса и шахты реактора будут таковы, что уча­
стие персонала на любой стадии их демонтажа нежелательно.
Имеющийся ограниченный опыт и разработанные проекты демон­
тажа корпусных реакторов [4] представляют различные варианты ре­
шений проблемы. Согласно одним вариантам, корпус реактора дол­
жен был транспортироваться с места демонтажа целиком, в защит­
ной бетонной упаковке (США, АЭС Shippingport) или, также цели­
ком, перемещаться по специально выполненному тоннелю к месту
захоронения в скальном грунте (АЭС Lovisa в Финляндии). Другие
варианты (АЭС WAGR в Великобритании, АЭС Niederaichbach в Гер­
мании, АЭС JPDR в Японии) предполагали фрагментацию корпуса
на штатном месте дистанционно-управляемыми манипуляторами.
Принципиальная схема укрупненных операций для приемлемых
вариантов демонтажа корпуса реактора ВВЭР (согласно [4]) приве­
дена на рис. 14.4.
Демонтаж корпуса целиком. Для данного варианта демонтажа
можно использовать мостовой кран центрального зала. Предвари­
тельно с помощью дистанционно управляемого устройства от кор­
пуса отчленяют технологические линии и крепежные элементы, по­
сле чего корпус поднимают. Скорость подъема ограничена. По мере
подъема, на внутреннюю и наружную поверхности корпуса наносят
аккумулирующие покрытия. Корпус помещают в специальный че350

Демонтаж корпуса

Целиком

Крупными
фрагментами

Фрагментами
Круп­ Мелки­
ными ми

Мелкими
фрагментам

Нанесение аккумулирующих покрытий

I

"1

Контейнеризация

Отбор коррозионностойкой стали
Переработка
Глубокая дезактивация

Переплав

Контейнеризация
Y

t

Т

Захоронение в могильнике

Временное хранение для
передачи в металлургию

Рис. 14.4. Схема укрупненных операций вариантов демонтажа корпуса реактора
ВВЭР

хол первичной упаковки, перемещают через монтажный проем
в транспортный коридор, размещают на специальной платформеконтейнере и транспортируют к могильнику на захоронение.
Расчленение корпуса на крупные фрагменты. Массогабаритные
характеристики фрагментов увязываются с технологией их переме­
щения и нанесения на них защитных покрытий. Так как активность
единичного фрагмента высока, то обращение с ним может быть
только дистанционным, поэтому фрагментирование корпуса и нане­
сение на фрагменты аккумулирующего покрытия выполняют мани­
пуляторами на подвижной защитной платформе.
Фрагменты помещают в первичную упаковку, захватывают мос­
товым краном центрального зала, помещают на транспортную плат­
форму и перемещают к месту хранения (захоронения).
351

Корпус расчленяют сначала сверху вниз (до опорного бурта),
а затем снизу вверх. При расчленении планируется использовать
ацетиленокислородную и плазменно-дуговую резку. На первом этапе
(при расчленении сверху вниз) в корпусе поддерживается приемле­
мый уровень воды.
Расчленение на фрагменты, удобные для контейнеризации. Ис­
ходное преддемонтажное состояние корпуса реактора: внутрикорпусные устройства демонтированы, патрубки корпуса герметизиро­
ваны, корпус заполнен обессоленной водой, по главному разъему
корпус герметизирован съемной технологической крышкой.
Операции демонтажа в рабочей зоне — расчленение корпуса на
фрагменты, перемещение и укладка фрагментов в первичную упа­
ковку, загрузка первичной упаковки в транспортный защитный кон­
тейнер — выполняют дистанционно-управляемым комплексом, изго­
товленным в радиационно-безопасном варианте. Комплекс оснащен
универсальным набором демонтажного инструмента. Схема фраг­
ментации корпуса ВВЭР с помощью дистанционно-управляемого
комплекса представлена на рис. 14.5.
Комплекс состоит из защитных, эксцентрично расположенных
одна в другой, поворотных плит-пробок; манипуляторов; универ­
сального набора инструментов (для резки, сварки); контейнера для
дистанционной замены манипуляторов и инструмента; контейнера
для удаления фрагментов с места демонтажа; системы сбора пыли
и вентиляции; системы освещения, наблюдения и дозиметрического
контроля; системы дистанционного управления. Комплекс представ­
ляет собой конструкцию, включающую в себя ряд модульных бло­
ков, связанных функционально с помощью кинематических и управ­
ляющих систем, и может выполняться в нескольких вариантах ком­
поновки [5].
Режим работы комплекса — полуавтоматический или ручной,
управление — с поста, удаленного на расстояние до 100 м. Размеры
рабочей зоны составляют по высоте до 17 м, по диаметру до 5 м. По­
лезная нагрузка на манипулятор от 35 до 200 кг. Комплекс имеет радиационно стойкое исполнение и отвечает основному назначению —
локализовать радиоактивную рабочую зону. Смена демонтажного ин­
струмента комплекса автоматизирована.
Массогабаритные параметры фрагментов определяются грузо­
подъемностью манипулятора ДУК и вместимостью первичной упа­
ковки. Считается целесообразным соотнести размер фрагментов
с вместимостью 200-литровой стандартной металлической бочкиупаковки, а массу фрагментов ограничить 200 кг. Активность фраг­
ментов может составить 8 • 1011 Бк, поэтому при их транспортировке
к месту хранения (захоронения) необходимо использовать защитный
транспортный контейнер. Для улучшения радиационной обстановки
352

^_

<f~_ f
17,0

Рис. 14.5. Схема фрагментации корпуса реактора ВВЭР с помощью дистанционно-управляемого комплекса:
/ — защитные поворотные плиты; 2 — манипулятор; 3 — инструментальная головка;
4 — контейнер защитный для фрагментов; 5 — контейнер удаления фрагментов с
места демонтажа

в рабочей зоне при выполнении операций расчленения корпуса
в нем поддерживается приемлемый уровень воды. Расчленение кор­
пуса выполняют вначале сверху вниз (до опорного бурта), а затем
снизу вверх.
При варианте исполнения ДУК с подвеской к нему корпуса, в це­
лом, возможна фрагментация корпуса в одном направлении — свер­
ху вниз. Фрагментацию проводят ацетиленокислородной резкой,
а прорезку коррозионно-стойкой наплавки и расчленение патрубков
предполагается выполнять плазменно-дуговой резкой.
Фрагментацию проводят изнутри корпуса, так как снаружи осу­
ществить ее не позволяют габариты бетонной шахты.
Расчленение корпуса на крупные фрагменты и фрагменты, удоб­
ные для контейнеризации. Данный вариант демонтажа корпуса пред­
ставляет собой сочетание двух предыдущих вариантов. Непосредст­
венно подлежат упаковке в защитные транспортные контейнеры для
353

отправки на хранение (захоронение) фрагменты высокоактивной
части корпуса. Технология обращения с малыми фрагментами ана­
логична вышеприведенной (см. вариант «Расчленение на фрагмен­
ты, удобные для контейнеризации»).
Для реализации варианта потребуется ДУК более универсаль­
ный, чем в предыдущих вариантах.
Демонтаж: корпуса В В ЭР путем фрагментации в стружку. Пред­
полагается использование ДУК, оснащенного набором фрезероваль­
ных головок с индивидуальным приводом. Дистанционно-управляемый комплекс предназначен для демонтажа корпуса реактора ВВЭР
путем фрагментации его в стружку способом фрезерования [5]. Глав­
ные циркуляционные трубопроводы отделяются от корпуса непо­
средственно при его фрезеровании. Предполагается, что работа будет
выполняться двумя торцевыми фрезами диаметром 200 мм,
с режущей частью, выполненной из твердого сплава. Общее направ­
ление фрезерования — сверху вниз. Стружка загружается в металли­
ческие бочки-упаковки. Целесообразна прессовка стружки в упаков­
ке с доведением плотности до 1 т/м3.
Центральная часть днища корпуса демонтируется целиком
и фрагментируется по отдельной технологии. Оснащение комплекса
позволяет использовать его для фрезерования компонентов внутрикорпусных устройств, выемной корзины и днища шахты.
Сопоставление вариантов демонтажа корпуса показало, что ва­
риант демонтажа корпуса целиком имеет минимальную продолжи­
тельность работ, но требует применения сложных и дорогостоящих
средств технического оснащения рабочей зоны и зоны обращения
с РАО [4]. Данный вариант представляет наибольшие трудности
в организации радиационной защиты, а также требует разработки как
уникальных средств первичной упаковки для демонтированного кор­
пуса, так и уникального транспортного контейнера. Очевидны про­
блемы транспортировки столь негабаритного груза по железной или
автомобильной дороге и проблемы выбора площадки для могильника.
Варианты демонтажа корпуса фрагментами более универсальны,
высокопроизводительны и отработаны в промышленности. Общим
недостатком этих вариантов является значительное газовыделение,
что вызывает необходимость использования при демонтажных рабо­
тах достаточно мощной вентиляционной системы с очисткой радио­
активных газов.
В настоящее время в качестве рабочего варианта демонтажа кор­
пуса реактора ВВЭР признан предпочтительным вариант с расчлене­
нием корпуса на фрагменты, удобные для контейнеризации.
354

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Мастепанов А. Мировая энергетика на пороге XXI в. // Бюллетень ЦОИ.
1998. № 2 .
2. МАГАТЭ. Справочная серия. 1997. № 1.
3. Бойко В.И., Кошелев Ф.П. Различные виды энергии в сравнительной ста­
тистике // Бюллетень ЦОИ. 1998. № 12.
4. Нигматулин Б.И., Орлов В.В., Рачков В.И. АЭС в современном мире //
ТЭК. 1999. № 2 .
5. Производство электроэнергии в Азии // Бюллетень ЦОИ. 1998. № 10.
6. Бушуев В.В. Будущий энергетический спрос // Бюллетень ЦОИ. 1998. № 11.
7. Нигматулин Б.И. О состоянии и перспективах развития атомной энерге­
тики//ТЭК. 1999. № 1.
8. Бартоломей Г.Г., Байбаков В.Д., Алтухов М.С. Основы теории и методы
расчета ядерных энергетических реакторов. М : Энсргоиздат, 1982.
9. Кириллин В.А., Сычев В.В., Шейндлин А.Е. Техническая термодинами­
ка. М : Энергия, 1974.
10. Маргулова Т.Х., Подушко Л.А. Атомные электрические станции. М.:
Энергоиздат, 1982.
11. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станций. М.: Издат, 1994.
12. Трояновский Б.М., Филиппов Г.А., Булкин А.Е. Паровые и газовые тур­
бины атомных электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1983.
13. Косяк Ю.Ф., Галацан В.Н., Палей В.А. Эксплуатация турбин АЭС. М.:
Энергоатомиздат, 1983.
14. Зорин В.М. Расчеты тепловых схем паротурбинных установок АЭС. М.:
Издательство МЭИ, 1996.
15. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергия, 1976.
16. Стерман Л . С , Тевлин С.А., Шарков А.Т. Тепловые и атомные электро­
станции. М.: Энергоиздат, 1982.
17. Синев Н.М., Батуров Б.Б. Экономика атомной энергетики. М.: Атомиздат, 1980.
18. Общие положения обеспечения безопасности атомных станций. ОПБ-88.
Изд. официальное. 1989.
19. Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубо­
проводов атомных энергетических установок ПНАЭ Г-7-008-89.
20. Нечеткий Ю.В., Якшин Е.К., Ещеркин В.М. Очистка радиоактивных га­
зообразных отходов АЭС. М.: Энергоиздат, 1980.
21. Бадяев В.В., Егоров Ю.А., Казаков С В . Охрана окружающей среды при
эксплуатации АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1990.
22. Газоочистка и контроль газовых выбросов АЭС / Е. И. Нахутин и др. М.:
Энергоатомиздат, 1983.
23. Мадоян А.А., Власик В.Ф. Вентиляция атомных электростанций. М.:
ЭАИ, 1984.
24. Developing Safety Culture in Nuclear Activities (Practical Suggestions t. As­
sist Progress // Safety Reports Series. IAEA. 1998. № 11.
355

25.

26.
27.
28.
29.
30.
31.

32.
33.

34.

35.
36.

Тевлин С.А. Расчет количества отложений на твэлах продуктов коррозии
и их радионуклидов в реакторном контуре АЭС с ВВЭР // Теплоэнергети­
ка. 1991. № 11.
Концепция по обращению с радиоактивными отходами на АЭС. М: Минатомэнерго РФ, Концерн «Росэнергоатом», 1993.
Радиационные характеристики облученного ядерного топлива / В.М. Колобашкин, П.М. Рубцов и др.: Справочник. М : Энергоатомиздат, 1983.
Радиоактивные отходы. Проблемы и решения. Ч. 1 и 2. М.: Ядерное об­
щество России, 1992.
Кузнецов В.В. Переработка и хранение радиоактивных отходов // Атомная
техника за рубежом. 1991. № 11.
Коростелев Д.П. Обработка радиоактивных вод и газов на АЭС. М.: Энер­
гоатомиздат, 1988.
Концерн «Росэнергоатом». Руководящий документ эксплуатирующий ор­
ганизации, РД ЭО 0013-95. Основные положения по снятию с эксплуата­
ции блоков АС, отработавших проектный срок службы. Изд. официальное.
1993.
Концепция снятия с эксплуатации энергоблоков АЭС. М.: Министерство
атомной энергетики и промышленности СССР, 1991.
Коляд ко А. А., Лобов Ю.П., Зимин В.К. Анализ вариантов технологии де­
монтажа корпуса реактора ВВЭР-440 // Тяжелое машиностроение. 1992. №
4. С. 19—22.
Был к и н Б.К., Берела А.И., Шпицер В.Я. Технологический комплекс для
демонтажа реакторов типа ВВЭР. Приложение 3.8.1 к протоколу 11-го за­
седания рабочей группы по снятию с эксплуатации АЭС. Интератомэнерго, 1995.
Тевлин С.А. Основы культуры безопасности на АЭС // Вопросы атомной
науки и техники. М., 2007. Вып. 12.
Зиневич Ю.А. Античные концепции принципа деятельности познания //
Мосты догорают. М., 2008.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Предисловие ко второму изданию
Введение
Основные определения
Перечень сокращений
Глава 1. Состояние ядерной энергетики
1.1. Состояние ядерной энергетики в мире
1.2. Ядерная энергетика развивающихся стран
1.3. Ядерная энергетика в России
1.4. Перспективы развития ядерной энергетики
Глава 2. Технология производства энергии на тепловой
электростанции
2.1. Преобразование энергии на тепловой электростанции, использующей
органическое топливо
2.2. Последовательность преобразования энергии на атомной
электростанции
2.3. Термодинамические циклы, используемые на пароводяных тепловых
электростанциях
2.4. Влияние параметров термодинамического цикла на эффективность
преобразования энергии
2.5 Термодинамические циклы атомных электростанций
2.6. Термодинамические циклы с внутренней регенерацией теплоты
Глава 3. Состав оборудования основных технологических схем
3.1. Виды технологических схем
3.2. Принципиальные технологические схемы основных систем АЭС
3.3. Главное оборудование основных технологических систем АЭС, его
назначение и технические характеристики
Глава 4. Основные показатели работы АЭС и се основного
оборудования
4.1. Показатели тепловой экономичности при работе АЭС
4.2. Показатели общей экономичности АЭС
4.3. Расход топлива на АЭС
4.4. Особенности режимов работы электростанции, графики нагрузок
Глава 5. Основные технологические и оперативные вопросы
эксплуатации АЭС
5.1. Общие положения
5.2. Организация эксплуатации
5.3. Общестанционные вспомогательные системы
5.4. Топливоиспользование. Транспортно-технологические операции
с топливом
5.5. Проблемные вопросы эксплуатации АЭС
5.6. Аварийная готовность
5.7. Системы обеспечения качества
5.8. Учет опыта эксплуатации
5.9. Контроль и инспекции. Подготовка персонала
Глава 6. Основные режимы функционирования АЭС
6.1. Режимы нормальной эксплуатации
6.2. Основные состояния турбоустановки
6.3. Пуск энергоблока
6.4. Изменение нагрузки и плановый останов
Глава 7. Обеспечение безопасности АЭС
7.1. Современное понимание ядерной безопасности
7.2. Основные принципы безопасности АЭС
,
7.3. Основные критерии и принципы безопасности
7.4. Системы безопасности

3
6
7
13
15
15
19
22
25
28
28
30
33
40
43
51
63
63
64
76
98
98
102
105
107
ПО
ПО
111
114
119
122
126
127
128
128
130
130
134
135
137
139
139
141
145
150
357

7.5. Нарушение условий нормальной эксплуатации. Аварийные ситуации
и аварии
7.6. Реактивностные аварии
7.7. Течи 1-го контура
7.8. Течи 1-го контура во 2-й контур
7.9. Нарушение теплоотвода от активной зоны реактора
7.10. Нарушение теплоотвода со стороны 2-го контура
7.11. Аварии в энергосистеме
7.12. Аварии с топливом
7.13. Тяжелые аварии на АЭС
Глава 8. Культура безопасности на АЭС
8.1. Определение понятия
8.2. Подход к аналитической оценке риска
8.3. Системный подход к бекзопасности АЭС
8.4. Достаточна ли безопасность (или минимизирован ли риск)
8.5. Культура безопасности на зарубежных АЭС
Глава 9. Трубопроводы и арматура атомной электростанции
9.1. Трубопроводы
9.2. Арматура
Глава 10. Системы газоочистки и спецвентиляции на АЭС
10.1. Состав и источники образования веществ в газовой фазе на АЭС
10.2. Технология очистки тазовых потоков АЭС, подлежащих сбросу
в окружающую среду
10.3. Вентиляция атомных электростанций
Глава 11. Радиационная безопасность в условиях нормальной
эксплуатации АЭС
11.1. Источники радиоактивности и вызываемые ими вторичные процессы
11.2. Система дожигания водорода
11.3. Образование радиоактивных отложений на оборудовании
11.4. Методы и средства дезактивации оборудования
Глава 12. Обращение с радиоактивными отходами на атомной
электростанции
12.1. Классификация радиоактивных отходов
12.2. Концептуальные основы обращения с радиоактивными отходами
ядерного энергоблока
12.3. Отработавшее ядерное топливо и радиоактивные отходы на АЭС
с реактором ВВЭР
12.4. Практика обращения с радиоактивными отходами на АЭС
с реактором ВВЭР
Глава 13. Система технического водоснабжения
13.1. Место системы технического водоснабжения в ряду других
технологических систем АЭС
13.2. Основные потребители технической воды на АЭС
13.3. Охладители системы технического водоснабжения
13.4. Система охлаждения и технического водоснабжения реакторного
отделения
Глава 14. Вывод из эксплуатации энергоблока с реактором
ВВЭР-1000
14Л. Основные принципы вывода ядерных энергоблоков
из эксплуатации
14.2. Концептуальные основы вывода энергоблоков АЭС
из эксплуатации
14.3. Содержание работ по обеспечению вывода ядерного энергоблока
из эксплуатации
14.4. Состояние систем и номенклатура работ на этапах вывода
из эксплуатации энергоблока с реактором ВВЭР
14.5. Дезактивация энергоблока с реактором ВВЭР и его консервация
14.6. Демонтаж оборудования энергоблока с реактором ВВЭР
Список литературы
358

152
155
157
160
161
163
170
172
173
187
187
192
195
198
201
209
209
220
237
237
243
249
257
257
260
264
275
280
280
282
286
290
314
314
316
316
321
327
327
330
334
336
341
346
355

Учебное издание
ТЕВЛИН Семен Абрамович

АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ С РЕАКТОРАМИ ВВЭР-1000
Учебное пособие для вузов
Редактор издательства А.В. Волковицкая
Технический редактор З.Н. Ратникова
Корректор В.В. Сомова
Компьютерная верстка Н.В. Пустошновой, СТ. Янькова
Редактор Э.С. Сааков
Подписано в печать с оригинала-макета 14.08.08
Бумага офсетная
Гарнитура «Тайме»
Усл. печ. л. 22,5
Усл. кр.-отт. 22,5
Тираж 1000 экз.
Заказ 309т.

Формат 60x90 1/16
Печать офсетная
Учл.-изд. л. 21,5
С -012

ЗАО «Издательский дом МЭИ», 111250, Москва, Красноказарменная ул., 14
Отпечатано в типографии ФКП «НИИ «Геодезия», г. Красноармейск Московской обл., пр. Испытателей, 14

СКАН И ОБРАБОТКУ ВЫПОЛНИЛ OLEG-1955