Я всё обещала рассказать о недавно введённом в опытно-промышленную эксплуатацию новом блоке № 6 Нововоронежской АЭС, и вот, наконец, собралась. Хотела, как всегда, коротко, но невозможно вместить целый проект в небольшой формат. Кому интересно, жмём под картинкой.

[изображение]


[Новый энергоблок НВ АЭС]
[изображение]
В связи с пуском и вводом в опытно-промышленную эксплуатацию нового энергоблока с ВВЭР-1200 на Нововоронежской АЭС (блока № 6 НВ АЭС) много чего было в интернетах, однако большинство статей почему-то напирали исключительно на реакторную установку, хотя суть не в ней, ибо этот тот же ВВЭР, тип, который является безотказной рабочей лошадкой АЭ практически во всём мире, за исключением разве что канадской и английской "экзотики" на природном уране. В данном случае сама РУ не претерпела каких-либо революционных изменений, разве что по мелочам, о которых упомяну ниже, поэтому и причислена к поколению АЭС 3+. РУ может быть любая, однако суть модернизаций и, как у нас любит трещать на всех углах РЭА, "инноваций" (вот не люблю это слово, пахнет от него какими-то манагерским дешёвыми понтами для лохов, которые даже не понимают в чём суть этих "инноваций"), состоит, в основном в том, какие системы безопасности вокруг этой РУ накручены. А именно из-за них эти блоки считаются повышенной безопасности. Вот об этих особенностях и хочу рассказать поподробнее, что новенького в этом проекте, по сравнению с нашими серийными "тысячниками" В-320. Как обычно, фото и картинки понадёрганы из рекламных проспектов РЭА энторнетов, ибо наши унылые схемы и чертежи никого особо не впечатлят.

Надо сказать, что пуск первого энергоблока проекта В-392М на Нововоронежской АЭС является весьма символическим в том плане, что на этой площадке собраны все головные блоки типа ВВЭР, так что из Нововоронежа можно делать музей развития этого направления в реакторостроении и водить студентов. Там имеются ВВЭР-210, ВВЭР-365 (остановлены), два раза по ВВЭР-440, один ВВЭР-1000 (работают), вот теперь добавился ещё и ВВЭР-1200. Кста, ВВЭР-1000 на НВ АЭС не стандартный В-320, а головной блок В-187, с двумя турбинами по 500 МВт каждая, тогда как все серийные В-320 "тысячники" идут моноблоком с одной мощной турбиной.

Общие сведения

[Принципиальная схема энергоблока с ВВЭР]
[изображение]

Тут стоит напомнить, что ВВЭР означает водо-водяной энергетический реактор, суть данной тавтологии в том, что вода в этой РУ является как замедлителем нейтронов, так и теплоносителем. Можно я не буду долго останавливаться на том, как работает ВВЭР? Ибо на эту тему и так всего полно, и можно просветится тут, например. Кратко скажу, что ВВЭР-1200, как и ВВЭР-1000, - это двухконтурная реакторная установка на тепловых нейтронах, с водой под давлением, т.е. вода в реакторе не кипит, а просто греется на несколько градусов, подогрев воды в активной зоне ВВЭР-1200 составляет всего-то 31°С (температура на входе в реактор и на выходе 298°С и 329°С соответственно) против ∼27°С в ВВЭР-1000. После чего в парогенераторах нагревает воду второго контура, которая кипит, и отсепарированный пар отправляется на турбину, к которой подключен электрогенератор, см. рис.

РУ состоит из четырёх петель, т.е. 4 трубопровода от реактора подают воду в четыре парогена. Циркуляция теплоносителя принудительная, за счёт работы мощных ГЦН, которые установлены на холодной нитке каждой петли. При отключении ГЦН возможен режим естественной циркуляции. Для безопасного охлаждения ВВЭР при заглушенном и расхоложенном реакторе достаточно одной петли, две других, при этом, можно спокойно отключать, для тех.обслуживания, например.

Корпус

[Корпус ВВЭР-1200]
[изображение]

Так как это некипящий реактор корпусного типа с водой под давлением, то, чтобы вода в первом контуре не закипела невзначай, там поддерживается высокое давление более чем в 160 атмосфер. Чтобы не закипеть при более высоком подогреве в реакторе, пришлось увеличь давление в первом контуре. Чтобы "держать" такое давление нужен мощный корпус, толщина которого примерно 20 см. Вы можете представить, что такое железяка такой толщины, и это при том, что сам корпус длиной 11 метров (без крышки) и диаметром в области активной зоны 4,6 м. Вероятно, когда на строящейся белорусской АЭС такую штуку уронили, грохот был такой, что директор в своём кабинете подпрыгнул. Корпус изготовлен из высокопрочной высоколегированной радиационностойкой стали и плакирован изнутри нашей любимой аустенитной нержавейкой. Главный циркуляционный контур (ГЦТ) также изготовлен из той же реакторной стали, что и корпус, с антикоррозионной налпавкой, вспомогательные трубопроводы, подключенные к ГЦТ, аустенитные. Как нам клянуццо разработчики, корпус ВВЭР-1200 рассчитан на 60 лет эксплуатации. А так как срок эксплуатации энергоблока АЭС определяет, в основном, ресурс конструкций самого реактора (всё остальное можно заменить, кроме ещё разве что вала турбины), то продлять эксплуатаци. этого энергоблока будет уже другое поколение специалистов, мы не доживём. Размеры корпуса ВВЭР-1200 больше, чем у стандартного "тысячника", однако диаметры трубопроводов ГЦТ сохранены такими же.

Топливо, управление

[Загрузка активной зоны нового реактора НВ АЭС]
[изображение]

Собственно, если хочешь больше мощности, то обеспечь большее количество делений в единицу времени. Достичь это можно двумя способами, либо увеличить нейтронный поток в том же объёме, что не есть хорошо для сборок и для корпуса, либо загрузи больше делящегося материала aka топлива в активную зону. Ну и что это за реактор, если проработав месяц, его надо останавливать на перегрузку, если всё полезное топливо, уран-235, в основном, уже выгорел и дальше невозможно поддерживать СЦР. Длительные простои таких мощных энергетических установок нежелательно, ибо недовыработки, снижение КИУМа и прочие ухудшения экономических показателей, что в нашем мире прибыли и чистогана стараются минимизировать. Поэтому пошли по пути увеличения количества топлива в реакторе, что было достигнуто увеличением длины топливного столба. Однако количество ТВС в активной зоне, шаг между остался как и для ВВЭР-1000.

На фото выше показана топливная загрузка ВВЭР-1200. Как это происходит можно посмотреть на видео, примерно до второй минуты. Надо как-нибудь самой до конца его посмотреть. Там также показана РЗМ для ВВЭР (такая жёлтая тележка, которая ездит сверху шахты реактора). Первую загрузку делали на сухую, далее все перегрузки будут осуществляться только под слоем воды с борной кислотой.



[ТВС ВВЭР модернизированные]
[изображение]

Для ВВЭР-1200 была разработана своя конструкция ТВС на базе уже используемых для "тысячников" модернизированных ТВС-2М, см. рисунок. В целом, они похожи, только для ВВЭР-1200 сборки подлиннее, что связано с увеличением высоты топливного столба. Подробнее о сборках ВВЭР с картинками можно посмотреть тут, из рекламного буклета ОКБ "Хитропресс" (главный конструктор РУ ВВЭР), который предлагает всем желающим ТВС для ВВЭР оптом и в розницу.

Собственно, этапы развития направления ВВЭР таковы, что ВВЭР-1000, как иногда говорят, это "разогнанный" ВВЭР-440, где выбраны запасы и оптимизированы конструкция активной зоны и РУ. В общем-то, ВВЭР-1200 - это "разогнанный" ВВЭР-1000, в котором увеличено количество топлива, собственно, подогрев, улучшен теплосъём и увеличена теплообменная поверхность парогенов, что позволяет снимать большую мощность с реактора и преобразовывать её в полезное электричество. Вот и прикиньте, какие офигенные запасы по прочности и надёжности у ВВЭР-440, раз на его базе есть возможность увеличения мощности РУ. А в проекте ещё и ВВЭР-2400... Чтобы снимать больше мощности и надёжно охлаждать топливо, естественно, понадобились более мощные ГЦН, однако расход через реактор увеличился не сильно по сравнению с ВВЭР-1000. Тепловая мощность ВВЭР-1200 теперь будет 3200 МВт, по сравнению с 3000 МВт для ВВЭР-1000.

[Схема расположения приводов СУЗ на картограмме активной зоны: слева – для ВВЭР-1200, справа – для ВВЭР-1000]
[изображение]

Кампания реактора, т.е. время между перегрузками топлива ВВЭР-1200 составляет 8400 эфф. ч., т.е. 350 суток работы на номинальной мощности. Если вдруг были периоды работы на сниженной мощности, то реального времени получится больше. Т.е. ВВЭР-1200 в этом отношении недалеко ушли от ВВЭР-1000, примерно раз в год надо останавливаться на перегрузку. Однако это не плохо, потому как в это же время выполняется плановый ремонт, тех. обслуживание, испытания и настройка систем, которые не могут быть проведены при работе на мощности.

Для более эффективного и надёжного управления ВВЭР-1200 пришлось увеличить количество приводов СУЗ, позволяющих ввести в активную зону максимально возможное количество поглощающих сборок, что также является отличием от серийных реакторов ВВЭР-1000. На рисунке жёлтым показаны ТВС с приводами СУЗ, как видно, для ВВЭР-1200 - это все ТВС, за исключением периферийной зоны низкого обогащения.

[ТВС ВВЭР]
[изображение]

Стержни СУЗ (т.н. кластеры) размещаются в в направляющих трубках непосредственно в ТВС, по 18 штук на кассету, см. фото. Трубки, проходящие насквозь ТВС, и есть те самые, в которых находятся стержни управления и защиты. Ниже располагаются твэлы в треугольной решётке (которую так не любят считать иностранцы. Ну, с "сотами" мы прогнулись, дооо. Поэтому учебник по физике реакторов традиционно называется "Пчеловодство". Например, этот. Аффтара на мыло, он мне трояк на экзамене поставил, хотя я знала на 6!!!))) ).

Стержни СУЗ, начиная с ВВЭР-1000, имеют т.н. кластерное исполнение в виде тонких трубок, и размещаются непосредственно в топливных кассетах. Однако для такого мощного реактора с большим запасов реактивности их вполне хватает для регулирования мощности и для заглушения в режиме АЗ ("столкнуть" реактор в йодную яму, далее сам "отравится" и заглохнет), однако явно недостаточно для удержание в подкритике в расхоложенном состоянии. Так как замедлителем в ВВЭР является та же вода, что и теплоноситель, и чем она холоднее, тем замедляет лучше (так как больше плотность), то у этих реакторов есть такая особенность, как положительный плотностной (он же вариация отрицательного температурного) эффект реактивности. Чтобы остановленный реактор вновь не включился или недайбох не разогнался при остывании, во всех ВВЭРах дополнительно к поглощающим стержням используют борное регулирование. У бора, вернее у изотопа В-10, огромное сечение поглощения тепловых нейтронов. Бор добавляют в теплоноситель в виде борной кислоты, концентрация которой зависит от времени кампании реактора и от режима эксплуатации. В начале кампании после перегрузки она высокая, а далее, по мере выгорания топлива, концентрацию бора снижают. При останове реактора для расхолаживания создают повышенную, стояночную концентрацию, во избежания выхода в критическое состояние, как упомянуто выше.

[Твэл ВВЭР]
[изображение]

Как я уже говорила, высота топливного столба в ВВЭР-1200 увеличена, см. рисунок. Таким образом добиваются увеличения массы топлива в реакторе, что позволяет увеличить как запас реактивности для продолжительной работы реактора на мощности, так и увеличить саму мощность РУ. Кроме того, забыла сказать, что для повышения мощности и продолжительности кампании реактора в ВВЭР-1200 увеличено обогащение топлива (среднее - 4,85%, максимальное - 4,95% по U-235).

Парогенераторы

Когда говоришь о двухконтурных РУ, то трудно обойти вниманием парогенератор, который также является основным оборудованием АЭС. Суть это огромный теплообменник, в котором вода первого контура нагревают воду второго (не смешиваясь, при этом), которая далее испаряется и отводится на турбину.

[ПГ ВВЭР-1200]
[изображение]

На новом блоке НВ АЭС установлены модернизированные парогены типа ПГВ-1000МКП, разработанные как раз для проектов АЭС-2006 под ВВЭР-1200. Собственно, снаружи парогенератор выглядит как ж/д цистерна. )) Внутри у него находятся коллекторы 1 конутра, горячий и холодный, вот на фото виден патрубок коллектора сбоку. В коллекторы вставлены тонкие длинные U-образные трубки, по которым проходит вода первого контура. В самой "бочке", т.е. в межтрубном пространстве находится вода второго контура, которая кипит и испаряется. А с чего бы вдруг, часто возникает вопрос, вода второго контура кипит, если вода первого не закипает? Ну это потому, что во втором контуре давление ниже, и, соответственно температура насыщения, при которой имеет место быть кипение, тоже. При давлении и температуре первого контура 16,14 МПа и 328°С в ПГ со стороны второго имеет давление генерируемого пара 7,0 МПа и температуру 286°С. Как видите, чтобы обеспечить разницу температур в 42°С потребовалась разность давлений не менее 9,4 МПа (или около 94 атмосфер для наглядности).

[Парогенератор изнутри]
[изображение]

Изнутри парогенератор выгладит как на этой картинке. 1 - это корпус ПГ, который изготовлен из той же стали, что и корпус реактора; 2 - трубный пучок, внутри которого течёт теплоноситель 1 контура, 3 - патрубки холодного и горячего коллекторов, по которым подводится и отводится вода 1 контура. Сверху видны "пеньки" паровых патрубков, откуда пар собирается в главный паровой коллектор и отправляется на турбину. Всего, как я уже говорила, на блоке установлено четыре таких "бадьи". Главным отличием от ПГ для ВВЭР-1000, наверное, является то, что в новых ПГ трубный пучок первого контура имеет коридорную компоновку вместо шахматной. Кроме того, сделаны и другие улучшения, в основном, основанные на опыте эксплуатации ПГ для ВВЭР-1000, что позволило оптимизировать его конструкцию и увеличить мощность до 803 МВт. При этом габаритные размеры самого ПГ практически не изменились, разве что увеличился внутренний диаметр на 20 см, а длина парогена даже уменьшилась. Как известно, мощность ректора определяет ширина лошадиной задницы, т.е. колея железной дороги. )) Так что его спокойно можно перевозить по ж/д ,как и ПГ для ВВЭР-1000. Изготовлены эти ПГ на ОАО «Машиностроительный завод «ЗиО-Подольск».

Турбина

[Паровая турбина К-1200-6,8/50]
[изображение]

На энергоблоке 6 НВ АЭС установлена паровая турбина К-1200-6,8/50, производства питерских "Силовых машин". В этой турбине сохранена классическая схема для АЭС "бабочка" 2ЦНД+ЦВД+2ЦНД. Турбина быстроходная, т.е. вращается со скоростью 3000 об/мин, чтобы выдавать в сеть ток частотой 50 Гц (тихоходные турбины делают 2500 об/мин, что в 2 раза меньше, зато с ними используется четырёхполюсный электрогенератор). Почему была выбрана быстроходная турбина для такого мощного энергоблока, а хатт знает! Логичнее было бы представить именно тихоходную турбину при больших объёмах пара. Почему так, да из-за того, что наши АЭС работают на насыщенном паре, в отличие от ТЭС, на которых имеется возможность разогревать пар до закритических параметров, что есть хорошо для турбины и позволяет делать их компактными и экономичными, в отличие от огромных махин для АЭС. И размеры турбины определяются не столько мощностью... сколько удельными объёмами насыщенного пара. И чем больше пар расширяется, тем больше становится его объём. Поэтому лопатки последних ступеней ЦВД для атомных турбин имеют какие-то неприличные размеры, примерно 1,6 м, фото даёт примерное представление о размерах турбины. И это с учётом диаметра вала и плюс два размера лопатки даёт приличный диаметр. Скорость вращения турбины, как уже упоминалось 3000 об/мин, если кому не лень, можно посчитать угловые скорости на концах лопаток и действующие на них ценробежные силы, напряжения из-за которых в металле легко могут достичь пределов текучести, т.е. лопатки могут просто... отвалиться, как пластилиновые. Дабы снизить угловые скорости последних ступеней и были разработаны тихоходные турбины. Однако современные технологии позволяют использовать и быстроходные. Говорят, что быстроходные турбины легче и маневренней своих тихоходных аналогов. Возможно, поэтому для ВВЭР-1200 и была принята такая турбина. Кроме работы в базовом режиме, энергоблок с ВВЭР-1200 предполагается использовать и для регулирования суточного потребления ЭЭ в пределах 6-8% мощности. А для этого нужна турбина, лёгкая в регулировании. И это не смотря на то, что длина всей этой фисгармонии составляет 52,4 м без генератора (74,5 м с электрогенератором). На сегодняшний день отечественных аналогов для этой турбины нет, так что она тоже - головной образец.

Для охлаждения и конденсации пара, отработавшего в турбине, построена также самая большая на НВ АЭС градирня.

[Градирня энергоблока № 6 НВ АЭС]
[изображение]

Так что же новенького?

То, что было выше, в общем-то есть классика двухконтурных реакторных установок и паро-турбинной установки для ВВЭР с различными доработками и улучшениями. Те же яйца, вид сбоку. То, что где-то что-то "подкрутили", где-то модернизировали, оптимизировали и обработали напильником сути самой РУ и ПТУ не меняет, именно поэтому эти энергоблоки поколения 3+, но не 4. Так что же есть такого на новом блоке, чего нет на других? Собственно, это и есть то, что позволило поставить тройку с плюсом в проекте этих энергоблоков. Новые системы безопасности, основанные на пассивном принципе действия.

СПОТ ПГ

[Принципиальная схема СПОТ ПГ]
[изображение]

Энергоблок № 6 НВ АЭС построен по проекту московского АЭП, и имеет ряд отличий от строящихся блоков с ВВЭР-1200 на ЛАЭС-2 и белорусской АЭС, где проектировщиком является СПб АЭП. И если РУ от Хитропресса, в общем-то, одинаковые, то системы безопасности имеют ряд принципиальных отличий. Надо сказать, что воздушный СПОТ МО АЭП нравится мне куда больше питерского аналога. Собственно, СПОТ - система пассивного отвода тепла, вот уже более тридцати лет является предметом танцев с бубнами и считается одними чуть ли не панацеей от всех несчастий, другими - просто весьма полезной в жизни системой, о безусловной её полезности спора практически нет.

СПОТ имеет четыре независимых контура ,каждый из которых подключен к одному из ПГ. К сожалению, красивых картинок СПОТ я не нашла, только вот это убожество. Но оно хотя поясняет, что откуда вытекает и куда втекает. Ну так СПОТ довольно проста в принципиальном решении, это есть суть воздушный теплообменник с большой теплообменной поверхностью, усиленной оребрением, который одной трубкой Ду 200 подключен к паропроводу парогена, а другой - к водяному объёму ПГ. Сам теплообменник находится на крыше блока, за бетонными ограждениями купола, которое образует кольцевой коридор, см. самое первое фото. Самих теплообменников не видно, они спрятаны за бетонным кольцом, откуда выходят большие серебристые трубы, которые есть суть воздуховоды. При работе реактора на мощности в нормальном режиме помещения СПОТ на крыше плотно закрыты шиберами, и тем самым теплоизолированы. Таким образом, температура внутри теплообменника в не его примерна равна температуре пара 289°, и никакой конденсации там нет, как и нет заметной циркуляции пара в теплообменниках. Понятное дело, что доступ в помещения СПОТ на мощности невозможен, для тех.обслуживания и ремонта внутрь можно войти только после останова и расхолаживания РУ.

[БЩУ энергоблока № 6 НВ АЭС, с новыми электронными табло]
[изображение]

При аварии открываются воздушные заслонки (шиберы) и в кольцевой канал, где расположены теплообменники, начинает поступать воздух с улицы. Он обдувает радиаторы, нагревается, и за счёт естественной тяги поднимается вверх по воздуховодам, где и вылетает в трубу на самом куполе, по тому же принципу, как работает дымоход в обычной печи. Это из-за СПОТ новые энергоблоки имеют такой своеобразный купол на гермооболочке. Пар внутри трубок радиатора теплообменника при поступлении снаружи холодного воздуха начинает конденсироваться и стекать вниз, в водяной объём ПГ под действием силы тяжести. Трубки имеют соответствующий уклон для этого. На смену сконденсировавшемуся пару поступает горячий пар из парового объёма ПГ, который в свою очередь также конденсируется и т.п. То есть устанавливается естественная циркуляция, основанная на законах физики. Система замкнутая, так что всё, что сконденсировалось, поступает обратно в ПГ и не теряется. При этом, на трубопроводах СПОТ нет активных элементов, в том числе автоматически закрывающихся клапанов, как на Фукусиме, когда тамошний СПОТ aka Isolated Condenser вдруг по непонятной причине взял и отключился. Система рассчитана на то, что трёх каналов СПОТ достаточно для отвода остаточного тепловыделения от реактора не ограничено долгое время, таким образом, один канал СПОТ как бы резервный, на случай отказа. Следовательно, данная система способна охлаждать реактор при отсутствии каких-либо источников энергии, и "фукусимы" не произойдёт. Кроме НВ АЭС такая же система реализована на АЭС Куданкулам в Индии (или в просторечии КукуАЭС) с ВВЭР-1000, см. фото. Как видите, также имеет быть характерный купол.

[АЭС Куданкулам]
[изображение]

Кроме того, у данной системы есть регулирующий механизм, который также работает на пассивном принципе, за счёт давления пара в ПГ. При высоком давлении он полностью открывает шиберы, обеспечивая максимальный расход воздуха. Когда давление в ПГ начинает снижаться из-за охлаждения, шиберы прикрываются, и при давлении 5,8 МПа в ПГ закрываются полностью. Тем самым имеется возможность поддерживать РУ в горячем состоянии не менее 24 ч от начала аварии. Если принято решение расхолаживаться, у оператора есть возможность отключить регулятор и открыть шиберы по максимуму. Собственно, сейчас СПОТ является такой изюминкой на торте, которая защищает РУ от повреждения из-за перегрева при полной потере всех охлаждающих насосов и воды. При неповреждённом ГЦТ эта система вполне справляется и с расхолаживанием РУ. При разрывах трубопроводов первого контура СПОТ тоже способна улучшить ситуацию, охлаждая теплообменную поверхность ПГ и, тем самым, заставляя пар вскипевшего теплоносителя первого контура конденсироваться и возвращаться обратно в реактор самотёком. Однако при разрывах большого диаметра в действие вступает другая система, о которой ниже.

Гидроёмкости второй ступени ГЕ-2

ГЕ-2 являются пассивной частью системы аварийного охлаждения активной зоны (САОЗ). На самой классической САОЗ я останавливаться не буду, в неё тоже входят гидроёмкости с запасом раствора борной кислоты ГЕ-1, насосы высокого и низкого давления, в общем, вся классика, которая есть на всех ВВЭР и не только. А где не было предусмотрено проектом, там приделали. ГЕ-2 являются уникальными в том плане, что позволяют обеспечивать охлаждение реактора в течение длительного времени без использования насосов, т.е. работают исключительно на пассивном принципе. Если ГЕ-1 предназначены для быстрого охлаждение реактора в условиях аварии с разрывом трубопроводов первого контура, и обеспечивают теплоотвод от топлива до того, как включатся насосы (в течение 2 мин), то ГЕ-2 специально придумана для тяжёлой аварии с одновременными разрывом трубопровода максимальным диаметром Ду 850 и полным обесточиванием собственных нужд. Т.е., фигурально выражаясь, дважды запроектной аварии. Даже на Фукусиме этот сценарий не реализовался. А вся фишка в том, что ГЕ-2 не выливают всю воду в реактор с максимальным расходом ,как только упало давление из-за разрыва, а подают её с переменным расходом, который определялся исходя из мощности остаточного тепловыделения реактора, т.е. вначале нужен большой расход, далее меньше и ещё меньше, так называемое профилирование расходов. Как это достигается, см. ниже.

ГЕ-2, также, как и ГЕ-1 представляют собой большие резервуары с водой, эдакие цистерны, поставленные вертикально, одни концом которые с помощью трубопроводов подключены к реактору (сверху и снизу активной зоны). Система ГЕ-2 состоит из четырёх физически разделённых независимых групп, по две ГЕ в каждой, даже при отказе одной из которых она способна выполнять свои функции, т.е. имеет резервирование. Запаса воды в трёх ёмкостях ГЕ-2 достаточно для обеспечения охлаждения реактора в течение 24 ч, таким образом, у персонала есть время на то, чтобы либо восстановить электроснабжение и охлаждать реактор штатными насосами САОЗ, либо подключить дополнительную технику, передвижные насосные установки, например, которыми РЭА сейчас снабдил все АЭС после Фукусимы. Система ГЕ-2 срабатывает пассивным образом, т.е. без пинка оператора, при снижении давления в реакторе до 1,5 МПа, что возможно только при разрывах трубопроводов. При плановом расхолаживании реактора ГЕ-2 отсекаются оператором, а раствор сливается насосом на заполнение верхней шахты реактора, откуда насосами перекачиваются в бассейн выдержки, а после перегрузки борный раствор закачивается из бассейна перегрузки обратно в ГЕ-2. Так как давление в ГЕ-2 атмосферное, и определяется только давлением гидростатического столба, а в контуре - 160 атмосфер, дабы не было обратного тока теплоносителя, ГЕ отсечены от контура обратными клапанами, которые не позволяют воде из реактора попасть в ГЕ. Сверху ГЕ с помощью трубопровода Ду 100 соединены с холодными нитками ГЦТ, которые отсечены от него двойными обратными клапанами, настроенными на открытие при снижении давления в контуре до 1,5 МПа и ниже. При открытии этих клапанов, давление в ГЕ-2 становится равным давлению в ГЦТ, и вода начинает сливаться в реактор под действием гидростатического напора, поскольку ГЕ-2, как и ГЕ-1, установлены выше реактора.

[Компоновка РУ]
[изображение]

На рисунке показана компоновка реакторной установки блока № 6 НВ АЭС. Жёлтым выделены ГЕ-2, ГЕ-1 зелёные. Рисунок несколько дурной, из-за недостатков графики кажется, что главный парововой коллектор ПГ подключен к ГЕ-2.

Для обеспечения профилирования расхода из ГЕ-2 по времени, слив воды происходит по четырём параллельным трубопроводам (ступеням), вставленным внутрь каждой гидроёмкости. Время работы каждой ступени определяется высотой этих трубопроводов, ибо они вставлены в ГЕ на разных уровнях. Пока уровень воды в ГЕ находится выше уровня самого верхнего трубопровода, расход воды максимальный. По мере снижения уровня расход определяется пропускной способностью тех трубопроводоа (и установленных на них дросселирующих шайб), которые ещё находятся под водой. Минимальный расход из ГЕ в реактор определяется только пропускной способностью последнего трубопровода, вставленного в самое днище ГЕ-2. Вот как-то так они и работают. работоспособность этой системы, за обилие труб прозванной в просторечии "органом", поначалу вызывала сомнение. Однако разработчиками был выполнен ряд исследований ,в том числе и экспериментальных, на основании чего они теперь зуб дают и мамой клянутся, что будет срабатывать, как надо. Ну, время покажет. На мой взгляд так лишний запас воды, напрямую подключённый к реактору, лишним не бывает. При необходимости можно придумать способ, как его туда подать. Как уже было сказано выше, данная система рассчитана на охлаждение топлива в реакторе при полном обесточивании энергоблока и разрыве ГЦТ максимальным диаметром Ду 850 в течение более 24 ч.

Система аварийного расхолаживания ПГ

САР ПГ - ещё одна новая система, которая реализована в проекте блока № 6 НВ АЭС. На ВВЭР-1000 и в проекте ВВЭР-1200 СПб АЭП её нет. Предназначена она для охлаждения воды в ПГ при неработоспособности штатной системы подачи питательной воды, и при авариях, и, в итоге, обеспечивает охлаждение РУ через второй контур. Ранее вместо неё использовались АПЭН - аварийные питательные электронасосы, которые подавали воду в ПГ со стороны второго контура, которая затем нагревалась, испарялась, и пар вылетал через БРУ-А или ПК ПГ. В отличие от АПЭН, САР ПГ является замкнутой системой, которая хоть и не пассивная, т.к. имеет в своём составе насосы, однако обеспечивает дополнительный барьер для выхода радиоактивности за установленные проектом пределы при авариях с течью из первого контура во второй, например при разрыве трубки ПГ или течи коллектора ПГ. Система также имеет резервирование, и состоят из двух независимых каналов, к каждому из которых подключено по два ПГ. Каждый канал, в случае отказа второго, способен выполнить функции по охлаждению РУ в полном объёме. Каждый канал подключен к паропроводам двух ПГ,из которых пар подаётся на теплообменник САР (технологический конденсатор), где пар охлаждается технической водой, конденсируется, и далее насосом закачивается обратно в ПГ.

[Брызгальный бассейн энергоблока № 6 НА АЭС]
[изображение]

Система включается в работу в режиме поддержания давления 6,8 МПа в парогенах при повышении давления в ПГ до 8,1 МПа. По данному сигналу запускается насос САР в том канале, где имело место повышение давления в ПГ, открывается клапан на линии САР от паропроводов, и пар подаётся в технологический конденсатор САР для охлаждения. Сконденсировавшийся пар снова подаётся в ПГ насосом, на напоре которого установлен регулирующий клапан, который обеспечивает поддержание давление в ПГ на уровне 6,8 МПа (номинальное значение давления в ПГ). Если принято решение о расхолаживании ПГ, оператор переводит клапан из режима поддержания давления в режим поддержания постоянной скорости расхолаживания 30°/ч. аналогично система функционирует при аварийном снижении уровня в ПГ и при снижении давления в ПГ, которое может указывать на разрыв второго контура. Поскольку САР ПГ является замкнутой системой, время её работы в режиме охлаждения не ограничено. Отвод тепла от пара в технологическом конденсаторе осуществляется к технической воде, которая подаётся в данный теплообменник из брызгальных бассейнов, см. фото. При авариях с течью теплоносителя первого контура во второй контур аварийный ПГ отсекается арматурой, и охлаждение РУ происходит через второй контур при работе каналов САР, подключенных к неаварийным ПГ. Как было упомянуто выше, для успешного отвода тепла от РУ при заглушенном реакторе достаточно одной петли, и одного парогена соответственно.

Система зело непривычная, и как то странно жить без классической системы аварийной подпитки ПГ от АПЭН из баков запаса борного раствора, когда залил воды в ПГ воды и спокоен. Иногда возникают сомнения, а справится ли САР со своими функциями? Может, зря отказались от АПЭНов? При пуске энергоблока должны были выполняться испытания на соответствие систем безопасности проектным характеристикам, однако я их пока не видела. Тем не менее, система оригинальна в исполнении и проста, что позволяет полагать, что будет работать, как спроектировали.

Устройство локализации расплава активной зоны "Ловушка расплава"

[Корзина ловушки]
[изображение]

Ну а если системы безопасности не помогли или прямо в энергоблок попал метеорит с Нибиру и корпус реактора треснул, так что никакие системы охлаждения уже неэффективны, а также для других немыслимых случаях, на энергоблоках с ВВЭР-1200 в базовой комплектации предусмотрена система сбора и охлаждения расплава активной зоны вне реактора. Система эта представляет собой "яму" под реактором, в которую вставлена корзина ловушки.

При авариях с течью теплоносителя без потери электроснабжения собственных нужд, теплоноситель из реактора, вода (раствор борной кислоты) от ГЕ-1 и ГЕ-2, истекающая в течь, им вода из бассейна выдержки ОЯТ, перекачиваемая насосами САОЗ, собирается в приямке. Далее через фильтры и решётки механической очистки поступает в теплообменник ловушки. Залитыми оказываются приямок и корзина ловушки (снаружи, внутрь ничего не попадает). Сама корзина стальная. Таким образом, при истечении теплоносителя ловушка готова принять кориум. Переход от стояночного режима в режим готовности ловушки происходит пассивным образом, за счёт компоновки реакторного отделения. При проектной работе насосов САОЗ УЛР не нужно, так как расплавления активной зоны не произойдёт. В условиях тяжёлой аварии с полным обесточиванием истечение теплоносителя также происходит в приямок и оттуда на теплообменник ловушки.

[Ловушка в сборе, но ещё не закрыта]
[изображение]

После попадания кориума в ловушку, температура стенок корзины в теплообменнике повышается, и вода снаружи корзины начинает кипеть. пароводяная смесь выбрасывается по каналам сброса пара и попадает в гермоограждение выше отметки максимального залива водой, что не препятствует его выходу. Пар частично конденсируется на стенках ГО и стекает снова в приямок. в первые 24 ч охлаждение кориума в условиях полной потери электроснабжения энергоблока охлаждение расплава осуществляется подачей воды сверх из шахты ревизии ВКУ. Запаса воды в данной шахте, если повар нам не врёт, достаточно для охлаждения расплава первые 24 ч после аварии. Проект предполагает, что этого времени будет достаточно для восстановления электроснабжения насоса системы аварийного и планового расхолаживания первого контура и охлаждения БВ. после восстановления работоспособности хотя бы одного канала охлаждения расплава осуществляется через теплообменники этой системы. Согласно выводам разработчиков, расплав в ловушке может сохраняться длительное время без выхода в помещения энергоблока. Также, проектом предусмотрена возможность подачи воды в ловушку от пожарных машин.

По поводу этой ловушки было сломано много копий. Нужна она или нет, будет от ней прок или как. Останется ли топливо в ловушке подкритичным, или оно всё соберётся на дне и станет возможным неуправляемая СЦР. Так на эти вопросы внятных ответов получено не было, ибо расчётным путём оценить практически невозможно, результат будет зависеть от сделанных предположений, а насколько они верны - хатт знает! Ибо выход расплава - процесс неуправляемый, и предвидеть все нюансы нельзя. А проводить масштабный эксперимент с настоящим расплавом и аналогичной ловушке можно разве что на полигоне на Новой земле, что и дорого, и небезопасно. Пока что полезность данной ловушки определена только теоретически. Остаётся только надеяться, чтобы она никогда не пригодилась, и не было экспериментального подтверждения её работоспособности в реальных условиях.

Кроме того, на блоке № 6 НВ АЭС применена двойная защитная оболочка с пассивной системой фильтрации газов и вытяжной системой создания разрежения в наружном контайнменте, которая препятсует выходу р/а веществ при авариях. И много его ещё. Однако о всех нюансах коротко не расскажешь, да и особой нужды нет. Основные, главные отличия в системах безопасности худо-бедно рассказала. Пока искала картинки, попалась вот эта презентация директора НВ АЭС о новом блоке. Если не лень, можно пролистать и узнать ещё о системах нового блока в ВВЭР-1200 на НВ АЭС. А я на этом закругляюсь. Ну и по традиции, чего вы ещё хотели бы знать о ВВЭР, но стеснялись спросить?