^«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 рук�