Основные типы энергетических реакторов

1.1.
Тепловые контуры атомных станций
Атомные электрические станции отличаются не только по типу
реакторов, и материалов теплоносителя, но и по устройству тепловых
контуров.
Назначение теплоносителя – отводить тепло, выделившееся в реакторе
при высвобождении внутриядерной энергии. Для предотвращения любых
отложений на тепловыделяющих элементах необходима весьма высокая
чистота теплоносителя, поэтому для него необходим замкнутый контур. Еще
одна причина замкнутости контура – в результате прохода через реактор
теплоноситель активируется и его протечки, не говоря уже о полном сбросе
(разомкнутом цикле), могли бы создать серьезную радиационную опасность.
Поэтому основная классификация атомных станций зависит от числа
контуров в ней.
Выделяют АЭС одноконтурные, двухконтурные, неполностью
двухконтурные и трехконтурные. Если контуры теплоносителя и рабочего
тела совпадают, то такую АЭС называют одноконтурной. В реакторе
происходит парообразование, пар направляется в турбину, где, расширяясь,
производит работу, превращаемую в генераторе в электроэнергию. После
конденсации всего пара в конденсаторе конденсат насосом подается снова в
реактор. Таким образом, контур рабочего тела является одновременно
контуром теплоносителя, а иногда и замедлителя, и оказывается замкнутым.
Реактор может работать как с естественной, так и с принудительной
циркуляцией теплоносителя по дополнительному внутреннему контуру
реактора, на котором установлен соответствующий насос.
Если контуры теплоносителя и рабочего тела (пара) разделены, то
такую АЭС называют двухконтурной.
Соответственно контур теплоносителя называют первым, а контур
рабочего тела – вторым. В таких схемах реактор охлаждается
теплоносителем,
прокачиваемым
через
него
и
парогенератор
циркуляционным насосом. Образованный таким образом контур
теплоносителя является радиоактивным, но он включает в себя не все
оборудование станции, а лишь его часть. Если парообразование
теплоносителя в реакторе отсутствует, то в систему первого контура
вводится компенсатор объема, так как объем теплоносителя зависит от
температуры, изменяющейся в процессе работы. Пар из парогенератора
поступает в турбину, затем в конденсатор, а конденсат из него насосом
подается в парогенератор. Образованный таким образом второй контур
включает оборудование, работающее в отсутствии радиационной активности,
это упрощает эксплуатацию станции. На двухконтурной станции обязательна
парогенерирующая установка – элемент, разделяющий оба контура, поэтому
она в равной степени принадлежит как первому, так и второму. Передача
тепла через поверхность нагрева требует перепада температур между
теплоносителем и кипящей водой в парогенераторе. Для водного
1
теплоносителя это требует поддержания в первом контуре более высокого
давления, чем давление пара, подаваемого на турбину. Стремление избежать
в первом контуре закипания теплоносителя в каналах реактора приводит к
необходимости иметь здесь давление, существенно превышающее давление
во втором контуре. Соответственно тепловая экономичность такой станции
всегда меньше, чем одноконтурной с тем же давлением в реакторе. Однако в
действительности экономичность циклов практически одинакова, что
обусловлено необходимостью принятия в одноконтурной схеме специальных
мер против удаления продуктов коррозии сталей из воды, поступающей на
турбину (регенеративный подогрев).
Атомная станция может работать как не полностью двухконтурная
(или частично двухконтурная). В этом случае имеется как самостоятельный
первый контур теплоносителя, так и совмещенный контур теплоносителя с
собственно вторым контуром. Пар, образовавшийся в реакторе, осушается в
барабане-сепараторе, поступает в парогенератор, конденсируется в нем и
смешивается с реальной водой. Циркуляционный насос возвращает
теплоноситель в реактор. Образовавшийся в парогенераторе насыщенный
пар поступает для перегрева в реактор и поэтому является не только рабочим
телом, но и теплоносителем. Далее пар проходит по всему второму контуру,
который тем самым оказывается совмещенным с первым, но только в его
паровой, наименее радиоактивной, части.
Существуют теплоносители, попадание в которые пара или воды
вызывает бурное химическое взаимодействие. Это может создать опасность
выброса радиационно-активных веществ из первого контура в
обслуживаемые помещения. Таким теплоносителем является, например,
жидкий натрий. Поэтому создают дополнительный (промежуточный) контур,
с тем, чтобы даже в аварийных ситуациях можно было избежать контакта
радиоактивного натрия с водой или водяным паром. Такие АЭС называются
трехконтурными.
2
Основные типы энергетических реакторов
1.2.
Реакторы-конверторы с тепловых спектром нейтронов
1.2.1. Легководные реакторы
В настоящее время в ядерной энергетике наибольшее распространение
получили легководные реакторы двух типов: реакторы с водой под
давлением и реакторы с кипящей водой. В легководных реакторах
используется обогащенное урановое топливо, что позволяет использовать в
активной зоне более широкий ассортимент конструкционных материалов, в
том числе обычную воду, одновременно служащую замедлителем и
теплоносителем. Вырабатываемая в реакторе теплота воспринимается водой
первого контура, работающего при высоком давлении. Отсюда теплота
передается теплоносителю второго контура, в парогенераторе которого
производится пар, приводящий в движение турбогенератор. Реакторы этого
типа являются наиболее мощными из используемых ныне 1300 МВт (эл.).
1.2.2. Реакторы с водой под давлением
Реакторы с водой под давлением появились в начале 50 годов как
разработка двигательной установки для подводных лодок. Теплота,
вырабатываемая в активной зоне реактора, передается от твэлов
теплоносителю первого контура - воде. Циркуляция воды в первом контуре
обеспечивается циркуляционными насосами. Из реактора вода поступает в
парогенераторы, где отдает свое тепло во второй контур. Получаемый во
втором контуре пар приводи в действие турбогенератор. Отработавший в
турбине пар направляется в конденсатор. Откуда сконденсированная вода
возвращается обратно в парогенератор. Теплота, выделяющаяся в
конденсаторе, передается воде, которая идет на сброс в открытый водоем.
Наиболее известными реакторными установками с водой под
давлением являются PWR и ВВЭР.
Реактор ВВЭР
Для двухконтурной АЭС основным серийным блоком в настоящее
время является в России ВВЭР-1000 и его современные модификации с
мощностью 1млн.кВт.
3
Рисунок 16 Здание реактора ВВЭР-1000.
1.Парогенератор, 2. Главный циркуляционный насос, 3. Купол защитной
оболочки, 4. Механизм перезарядки, 5. Управляющие стержни, 6. Бак ядерного
реактора.
Главный корпус здания, для размещения реактора состоит из двух
частей: реакторно-парогенераторного и турбинного цехов. Реакторнопарогенераторный цех двухконтурной АЭС располагается внутри
герметичной железобетонной оболочки. Для реактора ВВЭР-100 диаметр ее
цилиндрической части составляет 47,7м, а ее высота – 67,5м. В верхней части
она
перекрыта
сферическим
куполом.
Оболочка
обеспечивает
биологическую защиту и локализацию радиоактивности в нормальной
эксплуатации. Кроме того, внутри оболочки реактор и парогенератор
разделяются круговой железобетонной стеной толщиной 1-1,5 м,
предназначенной для биологической защиты.
Реактор располагается в железобетонной шахте, являющейся
фундаментом для него и биологической защитой. Для перегрузки топлива
между крышкой и верхним защитным колпаком реактора предусмотрен
бассейн перегрузки.
Перегрузка
топлива
производится
ежегодно,
сменой
1/3
первоначальной загрузки топлива, для чего необходимо снять крышку
остановленного реактора. Поэтому над реактором предусматривается
мостовой кран, а в реакторном зале - место для установки крышки реактора и
небольшой бассейн выдержки для приема выгружаемых кассет имеющий
специальную систему для отвода остаточного тепловыделения.
Число петель охлаждения реактора ВВЭР-1000 равно 4. Циркуляция
теплоносителя осуществляется главными циркуляционными насосами.
На первых реакторах типа ВВЭР кроме ГЦН на петлях установлены
задвижки для отключения и ремонта оборудования петли, в частности,
4
парогенератора отключенной петли. Практика показала невозможность
ремонта отключенной петли в связи с протечками через первоначально
плотную задвижку. Поэтому никакой арматуры на петлях не применяют, а
при необходимости ремонта на какой-нибудь петле реактор останавливают.
Следует также отметить, что задвижка на петле диаметром 550 мм и тем
более 850 мм, по существу, является не арматурой, а вспомогательным
устройством, которое само может быть источником аварийности. Основные
гидравлические характеристики реакторных контуров приведены в табл.16.
Таблица 1
Технические характеристики ВВЭР-1000
Основная характеристика
Электрическая мощность, МВт
Число циркуляционных петель, шт
Давление в корпусе, МПа
Температура воды на входе в реактор, ºС
Температура воды на выходе из реактора, ºС
Диаметр корпуса реактора, м
Высота корпуса, м
ВВЭР-440
440
6
12,5
268
301
3,84
11,8
ВВЭР-1000
1000
4
16
289
322
4,5
10,85
Для управления реактором существует система СУЗ, используемая в
сочетании с борным регулированием. Следствием борного регулирования
является использование специального калий-аммиачного водного режима в
реакторе, что снижает коррозию сталей реакторного контура и снижает
интенсивность радиолиза воды за счет водорода, получаемого вследствие
радиационного разложения аммиака, не допуская, при этом, слишком
большой концентрации водород, вызывающей наводораживание сталей и их
охрупчивание.
Реактор ВВЭР корпусного типа. Серьезным недостатком такого
реактора является то, что его корпус находится не только под весьма
высоким давлением (до16 МПа), но и испытывает воздействие нейтронного
потока, которое может вызвать охрупчивание стали.
Корпусные реакторы несколько осложняют операции по перегрузке
топлива (требуется останов реактора и снятие его крышки), а также по их
демонтажу и захоронению после окончания срока работы. Однако
двухконтурная схема АЭС считается более надежной в эксплуатации.
В состав реакторной петли входят также парогенераторы. Для ВВЭР
используются парогенераторы горизонтального расположения, в отличие от
PWR.
Активная зона состоит из 61 регулируемых, 102 нерегулируемых кассет,
из них при трехгодичной компании не более 54 кассет содержат пучки СВП.
Активная зона собирается установкой кассет в соответствии с
картограммой загрузки в опорные стаканы шахты реактора.
5
Кипящие реакторы
Широкое
распространение
получила
технология
получения
электрической энергии с помощью кипящих реакторов типа BWR. Кипящие
реакторы отличаются от реакторов с водой под давлением тем, что
генерируют пар непосредственно в активной зоне и не имеют для этого
отдельных парогенераторов. Таким образом, они работают по одноконтурной
схеме. Вода при давлении 7 МПа проходит через активную зону, и около
10% воды превращается в пар. Пар затем отделяется от воды в верхней части
корпуса реактора. Причем вода возвращается в активную зону снизу, с
помощью циркуляционных насосов, а пар из верхней части корпуса идет на
паровую турбину. Пар из турбины пропускается через конденсатор, а
конденсированная вода возвращается в корпус реактора. Плотность
энерговыделения в активной зоне кипящего реактора составляет примерно
половину от достигаемой в реакторах под давлением, но выше, чем в
газоохлаждаемых реакторах. Топливные сборки содержат трубки (длина
3,6 м) из циркалоя с таблетками оксидного уранового топлива, имеющего
обогащение, аналогичное ВВЭР. Каждая топливная сборка размещается в
квадратном канале, изготовленном из циркалоя.
Преимуществом
кипящих
реакторов
является
отсутствие
парогенераторов, одного из наиболее ненадежных элементов реакторов с
водой под давлением. С другой стороны, одноконтурная схема имеет свои
недостатки. В кипящем реакторе теплоноситель, проходя через паровую
турбину и конденсатор, собирает на себя продукты коррозии, которые затем
активируются в реакторе. Кроме того, в поток теплоносителя попадают
малые количества радиоактивных веществ, выходящих из дефектных
топливных сборок. Эти вещества включают РБГ – ксенон и криптон. Они
удаляются с помощью системы выведения инертных газов в конденсаторе.
Таким образом, кипящие реакторы эксплуатируются при наличии некоторых
компонентов, находящихся в радиационном поле, чего нет в реакторах с
водой под давлением. Следовательно, кипящие реакторы дают несколько
большую дозу облучения для персонала. Другой трудностью существующих
кипящих реакторов является растрескивание трубопроводов из нержавеющей
стали в условиях коррозии под высокой нагрузкой. Эта трудность аналогична
проблеме парогенераторов в реакторах под давлением.
Примером реактора с кипящей водой может служить реактор типа
BWR/6, спроектированный фирмой General Electric для АЭС в Grand Gulf,
штат Миссисипи. Электрическая мощность нетто каждого реактора 1250
МВт.
Конструкция активной зоны и корпуса реактора схематически
изображена на рис. 18. Активная зона, парогенераторы и осушители пара
размещены в корпусе, изготовленном из низколегированной стали. Корпус
имеет съемную крышку. Его диаметр 6,4 м, а высота 22 м при номинальной
толщине стенок 152 мм. Активная зона собрана из отдельных узлов, которые
установлены на опорной перфорированной плите.
6
Верхняя плита, установленная над активной зоной, удерживает верхние
концы твэлов. Активная зона окружена кожухом из нержавеющей стали,
который вместе со стенкой корпуса реактора формирует кольцевой зазор. По
этому зазору сверху вниз течет поток теплоносителя, поступающий затем в
нагнетательную камеру под опорной плитой активной зоны. Из этой камеры
теплоноситель поступает снизу вверх в активную зону. Принудительная
циркуляция теплоносителя обеспечивается 24 водоструйными насосами,
установленными в зазорах между кожухом и стенками корпуса реактора.
Нагнетание воды в водоструйные насосы осуществляется двумя
центробежными насосами, установленными во внешних петлях контура
циркуляции теплоносителя. Расход воды через эти центробежные насосы
составляет примерно третью часть полного расхода теплоносителя в контуре.
Такая система обеспечивает циркуляцию теплоносителя с минимальным
числом внешних петель и исключает использование движущихся частей
конструкции внутри корпуса реактора.
После прохода через активную зону пароводяная смесь поступает в
центробежные сепараторы, установленные над активной зоной. Здесь вода
под действием центробежных сил отделяется от пара и через кольцевой зазор
возвращается в циркулирующий поток теплоносителя. Пар проходит вверх в
пароосушители, где содержание влаги в нем еще более снижается, а затем
поступает в турбину. На выходе из активной зоны температура пара
составляет 286°С, давление 7,3 МПа. Полная тепловая мощность,
генерируемая в активной зоне реактора, равна 3833 МВт.
7
Рис.18. Конструкция
реактора с кипящей
водой Grand Gulf:
/ - сопло системы
разбрызгивания воды;
2 - пароосушитель;
3 - парогенераторы;
4 - вход питательной
воды;
5 - разбрызгиватель
питательной воды;
б -трубопровод
системы
разбрызгивания воды в
активной зоне;
7 - кожух активной
зоны;
8 -направляющая
лопатка;
9 — плита активной
зоны;
10 - выход
циркулирующей воды;
11 - опорная юбка
корпуса реактора;
12 -внутриреакторные
датчики;
13 — приводы
стержней
регулирования;
14 - вход воды в
водоструйный насос;
15 - топливные
кассеты;
16 - водоструйный
насос;
17 - верхняя
направляющая
конструкция;
18 - разбрызгиватель
воды в активной зоне; .
19— вход воды системы
вспрыска низкого
давления;
20 - выход воды
системы вспрыска;
21 - выход пара
Стержни регулирования имеют крестообразную форму и управляются
гидроприводом, расположенным под активной зоной. Сами стержни
расположены в вертикальных зазорах между топливными кассетами (рис.
19). Частично введенные в активную зону стержни поглощают нейтроны,
8
подавляя более высокую плотность энерговыделения в нижней части
активной зоны.
Рис. 19. BWR Grand Gulf: поперечное
сечение по топливным кассетам и
стержням регулирования:
- твэлы;
- водяной стержень;
- стягивающие стержни
Цилиндрическая активная зона собрана из 800 топливных сборок,
установленных рядами в квадратной решетке, как показано на рис. 1.20.
Каждая сборка состоит из набора цилиндрических твэлов, установленных в
квадратной решетке 8X8. Оболочки твэлов изготовлены из циркалоя-2, а
сборка заключена в кожух квадратного сечения из циркалоя-4. С обоих
торцов кассеты установлены опорные пластины, нижняя из которых имеет
входной патрубок, который вставляется в гнездо опорной конструкции и
направляет поток теплоносителя к твэлам. Использование изолированных
каналов для охлаждения твэлов позволяет индивидуально калибровать поток
теплоносителя в каждом пучке твэлов в соответствии с плотностью
энерговыделения в топливе. Топливо находится в твэлах в виде таблеток
диаметром 10,6 мм. В каждой кассете установлены твэлы с различным
обогащением топлива. Это позволяет уменьшить неравномерность
тепловыделения внутри кассеты. Два стержня в центре кассеты не содержат
топлива и заполнены водой ("водяные стержни"). Они обеспечивают
дополнительное замедление нейтронов и тем самым уменьшают "выедание"
потока нейтронов в центре кассеты. Компенсация уменьшения реактивности
при выгорании топлива обеспечивается выгорающими поглотителями
нейтронов (гадолинием), добавленными в топливные таблетки. Среднее
обогащение топлива в кассете при равновесном топливном цикле составляет
2,2 - 2,8%.
9
Реактор РБМК
Для одноконтурных АЭС в России основным серийным реактором
является канальный реактор типа РБМК. Он также относится к классу
кипящих реакторов.
Габаритные размеры реакторов РБМК значительно больше, чем
реактора ВВЭР, хотя их мощности одинаковы. Поэтому единого защитного
колпака для всего реактора РБМК не делают, ограничиваясь несколькими
отдельными герметичными блоками.
Особенностями реакторов РБМК являются канальная конструкция и
графит в качестве замедлителя. По графитовой кладке вокруг каналов с
тепловыделяющими сборками (ТВС) циркулирует азотно-гелиевая смесь для
предотвращения перегрева графита. Канальный вариант не ставит
ограничений по развитию мощности реактора и позволяет без останова, в
процессе эксплуатации, вести ежесуточную замену двух-пяти ТВС, что
является его большим преимуществом. Одноконтурная АЭС позволяет иметь
в реакторе давления, близкие к давлению перед турбиной (7 МПа), т.е.
существенно меньше, чем для двухконтурной АЭС. Однако недостатком
РБМК является значительная разветвленность системы труб. Так, существует
большое число распределительных групповых коллекторов (РГК), из
которых выходят 836 нижних водяных коммуникаций (НВК).
Образовавшаяся в активной зоне пароводяная смесь отводится
пароводяными коммуникациями (ПВК), количество которых тоже 836, к
барабанам-сепараторам. Осушенный в них пар направляется к турбине, а
вода по опускной системе идет к ГЦН. Их установлено по 4 на каждой
стороне реактора – 8 работающих и 1 резервный. Барабан-сепараторов всего
4 – по два на каждой стороне реактора.
Сам реактор РБМК располагается в бетонной шахте со значительными
размерами – 21,6×21,6 м2 при высоте 25,5 м. Отличительными особенностями
РБМК являются также большой объем кипящей воды и значительная
аккумуляция теплоты в графите, что затруднило ликвидацию аварии на
четвертом блоке Чернобыльской АЭС.
Основной конструкционный материал реакторного контура РБМК –
аустенитная нержавеющая сталь. Конденсат на атомной электростанции с
РБМК не борирован. Использовать борное регулирование на одноконтурной
АЭС невозможно, так как бор легко выносится с паром и может вызвать
коррозию проточной части турбины. Кроме того, расход бора был бы очень
большим, так как он выводился бы на конденсатороочистке.
Малая степень обогащения первоначальной загрузки по 235U считается
преимуществом РБМК, так как для ВВЭР выгружаемое топливо содержит
делящихся изотопов столько же, сколько содержит топливо подпитки для
РБМК. После Чернобыльской аварии, было признано необходимым
увеличить обогащение по 235U для РБМК – в первоначальной загрузке до 2%,
а в топливе подпитки – до 2,4%.
10
Большое число технологических каналов (1693) – это не только
достоинство РБМК-1000, но и его недостаток – на выходе в каждый канал
устанавливается регулировочная и запорная арматура, а вся система контура
многократной принудительной циркуляции (КМПЦ) получается очень
разветвленной с большим недренируемым участком.
КПД АЭС с РБМК меньше, чем КПД ВВЭР-1000. Это обусловлено тем,
что для двухконтурных АЭС с ВВЭР-1000 устанавливаются регенеративные
подогреватели высокого давления (ПВД), а для одноконтурных АЭС с
РБМК-1000 ПВД не устанавливается для повышения надежности работы
КМПЦ (предотвращения кавитации при входе в ГЦН).
Что касается предотвращения возможности выхода радиоактивности за
пределы АЭС, то и в этом отношении ВВЭР имеют определенные
преимущества. На ВВЭР имеется три «барьера», предотвращающих выход
радиоактивности. Первый – оболочки твэл, изготовляемые из коррозионностойких циркониевых сплавов; второй – замкнутый реакторный контур;
третий – общая защитная оболочка реакторного цеха. У РБМК имеется
только один «барьера» из вышеперечисленных.
Некоторые технические параметры РБМК-1000 и ВВЭР-1000
приведены в табл.17.
Таблица 2
Технические характеристики реакторов ВВЭР-1000 и РБМК-1000
Характеристика
Значение характеристики
ВВЭР-1000
РБМК-1000
загружаемого
33
18
Обогащение первоначально
топлива по 235U, кг/т
Обогащение топлива подпитки 235U, кг/т
Первоначальная загрузка, т
В том числе по 235U, т
Эквивалентный диаметр активной зоны, м
Высота активной зоны, м
Возможность перегрузки на ходу
Наличие борного регулирования
44
66
2,18
3,2
3,5
нет
есть
20
190
3,4
11,8
7,0
есть
нет
Энергоблоки с реакторами РБМК электрической мощностью 1000 МВт
(РБМК-1000) находятся в эксплуатации на Ленинградской, Курской,
Смоленской АЭС. Они зарекомендовали себя как надежные и безопасные
установки с высокими технико-экономическими показателями. Если их
специально не взрывать.
Можно увеличить мощность этих реакторов в 1,5 раза. Реакторы РБМК1500 работали на Игналинской АЭС. Увеличение мощности в 1,5 раза при
относительно небольших изменениях конструкции с сохранением размеров
реактора является примером технического решения, дающего большой
эффект.
ТВС в РБМК состоят из двух частей—нижней и верхней, каждая из
которых содержит 18 твэлов стержневого типа из таблеток спеченной
11
двуокиси урана, заключенных в оболочку из циркониевого сплава. Высота
активной части топлива в твэле 3,5 м, общая высота активной зоны в РБМК
7,0 м. Диаметр твэла 13,5 мм. Расположение твэлов в ТВС с требуемым
шагом (минимальный зазор между твэлами 1,7 мм) обеспечивается с
помощью дистанционирующих решеток, состоящих из 19 ячеек, из которых
18 служат для дистанционирования твэлов, а центральная ячейка - для
крепления решетки к каркасной трубке ТВС. Ячейки сварены между собой
точечной сваркой в единую конструкцию.
Помимо топливных каналов в активной зоне РБМК имеется 179 каналов
СУЗ. Стержни СУЗ предназначены для регулирования радиального поля
энерговыделения (PC), автоматического регулирования мощности (АР),
быстрой остановки реактора (A3) и регулирования высотного поля
энерговыделения (УСП), причем стержни УСП длиной 3050 мм выводятся из
активной зоны вниз, а все остальные длиной 5120 мм, вверх.
Обогащение по урану 235 сомтавляет 1,8-2,4 %
Характеристики РБМК
Характеристика
РБМК-1000
РБМК-1500
РБМКП-2000 МКЭР-1500
(проект)
(проект)
5400
4250
2000
1500
37,0
35,2
65
65?
450
Тепловая мощность реактора, МВт
3200
4800
Электрическая мощность блока, МВт
1000
1500
К. п. д. блока, %
31,3
31,3
Давление пара перед турбиной, атм
65
65
Температура пара перед турбиной, °С
280
280
Размеры активной зоны, м:
высота
7
7
6
диаметр (ширина×длина)
11,8
11,8
7,75×24
Загрузка урана, т
192
189
220
Обогащение, % 5U
испарительный канал
2,6-2,8
2,6-2,8
1,8
перегревательный канал
—
—
2,2
Число каналов:
испарительных
1693
1661
1744
перегревательных
—
—
872
Среднее выгорание, МВт·сут/кг:
в испарительном канале
25,5
25?
20,2
в перегревательном канале
—
—
18,9
Размеры оболочки ТВЭЛа (диаметр×толщина), мм:
испарительный канал
13,5×0,9
13,5×0,9
13,5×0.9
перегревательный канал
—
—
10×0,3
Материал оболочек ТВЭЛов:
испарительный канал
Zr + 2,5 % Nb Zr + 2,5 % Nb Zr + 2,5 % Nb
перегревательный канал
—
—
Нерж. сталь
7
14
2-3,2
—
1824
—
30-45
—
—
—
12
1.3.
Реакторная установка МКЭР -1500(Проект)
Особенности МКЭР-1500 — защитная гермооболочка, КПД — 35,2 %,
срок службы 50 лет, обогащение 2,4 %, расход природного урана — 16,7
г/МВт·ч(э) (самый низкий в мире), позволяет производить изотоп кобальт-60,
используемый в медицине на 5 млн Евро в год.
Реактор МКЭР-1500 (рис. 27.) проектируется как эволюционное
развитие отечественных канальных водографитовых реакторов на тепловых
нейтронах. Наряду с достоинствами современных отечественных
водографитовых реакторов, в реакторной установке реализованы
принципиально новые технологические решения, позволяющие значительно
усовершенствовать технико-экономические показатели установки. При
проектировании МКЭР-1500 основными направлениями для улучшения
технико-экономических показателей являются:

увеличение электрической мощности энергоблока до 1500 МВт;

увеличение эффективности энергоблока (КПД ~35,2%) при высоком
коэффициенте использования установленной мощности (~93%);

уменьшение стоимости топливного цикла за счет более высокого
среднего выгорания топлива при более экономном расходе
природного урана;

увеличение срока эксплуатации энергоблока;

обеспечение эффективного управления авариями.
Основные параметры энергоблока МКЭР-1500 приведены в табл. 14.
Реакторная установка МКЭР-1500 работает по одноконтурной схеме. В
качестве замедлителя используется графит, теплоноситель - вода.
Генерируемый в активной зоне пар отделяется от воды в барабанахсепараторах и поступает в турбину. Применение более экономичного
турбинного цикла позволило увеличить КПД установки до 35,2 %. Таким
образом, при электрической мощности 1500 МВт тепловая мощность
реактора составляет 4250 МВт. Отметим, что эксплуатируемые в настоящее
время два блока Игналинской АЭС с РУ РБМК-1500 работают при
практически такой же тепловой мощности.
Технические характеристики энергоблока с РУ МКЭР-1500
Параметр
Значение
Тепловая мощность, МВт
4250
Электрическая мощность, брутто, МВт
1500
Коэффициент полезного действия, %
35,2
Срок службы, лет
50
Количество ТК
1661
Максимальная мощность ТК, кВт
3750
Высота активной зоны, м
7,0
Обогащение UO2 - топлива по 235U, %
2,4
13
Среднее выгорание выгружаемого топлива, МВт сут/кг
30,0
Расход природного урана, г/МВт ч(э)
16,7
Давление пара в сепараторах, МПа
7,35
Расход теплоносителя через реактор, т/ч
30804
Расход питательной воды, т/ч
8600
Температура питательной воды, °С
229
Среднее массовое паросодержание по реактору, %
27.8
Рисунок 27. Реакторная установка МКЭР-1500
1 - контеймент, 2 - бак СПР, 3 - РЗМ, 4 - барабан-сепаратор, 5 - короб КГО, 6 коммуникация пароводяная, 7 - реактор, 8 - трубопровод опускной, 9 - коллектор
всасывающий, 10 - РГК, 11 - коллектор напорный, 12 - коммуникация водяная, 13
- ГЦН, 14 - бассейн-барботер
14
1.3.1. Реакторы на естественном
замедлителем и теплоносителем
уране
с
тяжеловодным
Для одно- и двухконтурных водо-водяных реакторов требуется
обогащение топлива по делящемуся изотопу 235U, для того, чтобы
компенсировать относительно высокое поглощение нейтронов легководным
теплоносителем. Этот недостаток можно преодолеть, используя в качестве
замедлителя тяжелую воду, а в качестве теплоносителя – либо тяжелую воду,
либо кипящую легкую воду. Если в качестве теплоносителя использовать
тяжелую воду, то можно создать реактор на естественном уране. Этот
принцип реализован в канадских реакторах CANDU.
Реакторы CANDU не имеют массивного, толстостенного корпуса
давления, используемого в реакторах типа PWR и BWR.Топливные сборки
реактора размещаются в горизонтальных каналах-трубках давления,
изготовленных из циркониевого сплава. Эти каналы проходят через бак,
заполненный тяжелой водой при низком давлении и температуре.
Тяжеловодный теплоноситель проходит через трубки, содержащие
топливные сборки при давлении около 9 МПА. Затем он идет в
парогенератор, аналогичный используемому в PWR. Следует отметить, что
реактор CANDU не испытывает таких трудностей с парогенератором, как
реакторы PWR типа, из-за низкой рабочей температуры основного
теплоносителя.
Топливные элементы представляют собой сборки из таблеток
необогащенного диоксида урана в оболочке из циркониевого сплава.
Средняя объемная плотность энерговыделения в активной зоне
реактора CANDU примерно в 10 раз меньше, чем у ВВЭР (поскольку при ее
расчете учитывается и объем замедлителя) и почтив 4 раза больше чем у
газоохлаждаемых реакторов типа AGR. Однако, среднее энерговыделение
топлива сравнимо с получаемым в реакторах типа ВВЭР. К тому же само
топливо много дешевле.
Реакторы типа CANDU давно и успешно эксплуатируются. Они имеют
одну из самых малых продолжительностей остановов из всех типов
энергетических реакторов. однако даже при низкой стоимости топлива
CANDU нуждаются в больших количествах дорогостоящей тяжелой воды.
Рассмотрим представителя этого типа АЭС Pickering А с четырьмя
энергоблоками, построенная в провинции Онтарио.
За исключением отдельных деталей, все четыре реактора Pickering
имеют идентичную конструкцию. Их основные параметры перечислены
ниже.
Тип реактора
Замедлитель
Теплоноситель
Топливо
Диаметр корпуса, м
CANDU-PHW
Тяжелая вода
Тяжелая вода
Естественный
(UO2)
8,1
уран
15
Полная длина корпуса, м
Полное количество D20 в контуре замедлителя, т
Число топливных каналов, шт.
Шаг решетки, см
Радиус активной зоны, см
Длина активной зоны, см
Число топливных кассет в канале
Число твэлов в кассете, шт
Длина топливной кассеты, см
Диаметр топливной таблетки, мм
Толщина циркалоевой оболочки, мм
Полная масса UO2 в активной зоне, т
Средняя глубина выгорания топлива, МВт·сут/т
Средняя погонная плотность энерговыделения в твэле,
Вт/см
Полное количество D2O в контуре теплоносителя, т
Температура теплоносителя на выходе из канала, 0С
Температура теплоносителя на входе в канал, 0С
Среднее давление в выходном коллекторе, МПа
Полная тепловая мощность, МВт
Электрическая мощность нетто, МВт
Тепловой КПД, %
8,25
284
390
28,6
318,5
595
12
28
49,5
14,33
0,41
105
8300
37,6
158
293
249
9,0
1744
508
29,1
Перечислим основные особенности этих реакторов: топливо на основе
естественного U, тяжеловодный замедлитель, тяжеловодный теплоноситель с
высоким давлением, двухконтурная схема преобразования энергии,
перегрузка топлива с обоих концов горизонтальных каналов, заполненных
водой под давлением. Тяжеловодный замедлитель заполняет горизонтальный
цилиндрический корпус диаметром 8 м, изготовленный из аустенитной
нержавеющей стали (рис. 3). Через корпус параллельно оси цилиндра
проходят 390 циркалоевых труб. Эти трубы с водой под давлением
(топливные каналы) изготовлены из циркалоя-2 или сплава Zr — 2,5% Nb.
Топливные каналы установлены внутри труб, соосно им, с герметичным
кольцевым зазором, заполненным азотом. Каждый канал с обоих концов при
помощи развальцовки присоединен к опорным цапфам, которые
удерживаются в подшипниках скольжения на торцах цилиндрического
корпуса.
Тяжеловодный теплоноситель, который, как и в PWR, находится под
высоким давлением, чтобы предотвратить кипение, циркулирует через
топливные каналы и теплообменники. Система отвода теплоты разделена на
две идентичные параллельные петли, в каждой из которых установлено
шесть
кожухотрубчатых
парогенераторов.
Кроме
определенного
технического удобства, разделение контура на две петли имеет определенные
преимущества с точки зрения безопасности, поскольку при разрыве одной
петли первого контура количество образовавшегося пара будет в 2 раза
меньше. Контур с теплоносителем содержит около 160 т тяжелой воды,
температура которой на входе и выходе 250 и 293 0С соответственно. 280 т
тяжеловодного замедлителя циркулирует при атмосферном давлении через
16
корпус реактора и внешний теплообменник с температурой около 60 °С.
Внутри корпуса установлены форсунки, через которые разбрызгивается вода,
охлаждающая части корпуса, не заполненные замедлителем.
Реакторы Pickering загружены естественным U в форме холоднопрессованных спеченных таблеток из UO2, имеющих диаметр 14,3 мм. Эти
таблетки размещены в циркалоевых оболочках, толщина стенки оболочки
составляет 0,4 мм. Каждая таблетка с одного из торцов имеет вогнутую
тарельчатую форму, позволяющую свободно расширяться в аксиальном
направлении. Короткая топливная кассета длиной 495 мм содержит 28
цилиндрических твэлов (рис. 4). Дистанционирование твэлов внутри кассеты
и кассет внутри топливных каналов обеспечивается циркалоевыми
прокладками, приваренными к кожуху кассеты. В каждом канале
установлено 12 кассет друг за другом вдоль его оси. Конструкция кассеты
позволяет свести к минимуму количество конструкционных материалов и
тем самым обеспечить максимально эффективный баланс нейтронов.
1.3.2. Газоохлаждаемые реакторы
Реактор с графитовым замедлителем имеет более длинную историю, чем
любой другой тип реакторов, поскольку первая критическая сборка,
построенная под руководством Энрико Ферми в Чикаго в декабре 1942 г.,
представляла собой реактор с графитовым замедлителем на естественном
уране.
Газоохлаждаемые реакторы с графитовым замедлителем прошли
последовательно три стадии развития. На первом этапе был создан реактор на
естественном металлическом уране с СО2 -теплоносителем (реактор типа
Magnox в Великобритании и реакторы типов G2 и EDF1 во Франции). На
втором этапе началось строительство реакторов с обогащенным ураном в виде
UО2 с СО2-теплоносителем (усовершенствованные газоохлаждаемые реакторы
в Великобритании). Наконец, третий этап характеризуется развитием
высокотемпературных реакторов с высокообогащенным керамическим
топливом и гелиевым теплоносителем (высокотемпературный реактор OECD
Dragon, ториевый высокотемпературный реактор в ФРГ и HTGR Fort St. Vrain,
США).
Для всех этих реакторов используется двухконтурная схема передачи
теплоты, хотя высокотемпературный реактор может работать и с
одноконтурным прямым циклом с гелиевой газовой турбиной.
Развитие реакторов типа Magnox в Великобритании началось со
строительства в Виндскэйле реактора на естественном уране для наработки
плутония. Использование естественного урана ограничивает выбор
замедлителя бериллием, тяжелой водой и графитом. Выбор был остановлен
на графите благодаря его доступности. Охлаждение легкой водой, как в
реакторе для производства плутония в Хзнфорде, США, было отвергнуто изза сложности конструкции и ухудшения баланса нейтронов в реакторе.
17
Первый реактор, построенный в Виндскэйле, охлаждался воздухом,
принудительно циркулирующим при атмосферном давлении. Однако для
охлаждения энергетических реакторов, мощность тепловыделения в которых
значительно выше, необходимо было использовать газ с высоким давлением.
В качестве такого теплоносителя был выбран углекислый газ (СО2),
обладающий некоторыми привлекательными свойствами: относительно
низкой стоимостью, низким поглощением тепловых нейтронов и слабым
взаимодействием с графитом при температурах, характерных для реактора с
металлическим урановым топливом. Низкое поглощение нейтронов важно не
только с точки зрения баланса нейтронов, но также и для предотвращения
возможности больших изменений реактивности при внезапной декомпрессии
первого контура. Совместимость теплоносителя с замедлителем позволяет
активную зону разместить внутри единого корпуса с высоким давлением.
1.3.3. Реакторы на естественном уране с графитовым замедлителем
(Magnox)
Теплоносителем реактора типа Magnox является углекислый газ с
давлением 2 МПа. Он циркулирует через активную зону, которая включает
замедлитель, изготовленный из графитовых блоков с отверстиями для
прохода теплоносителя и размещения топливных элементов. Топливные
элементы представляют собой стержни из естественного урана в оболочке из
магниевого сплава, известного как Magnox – отсюда и название реактора. Так
как этот сплав слабо поглощает нейтроны, то в качестве топлива стало
возможным использовать естественный, а не обогащенный уран. Типичная
активная зона реактора имеет диаметр 14 м, высоту 8 м. Теплоноситель на
выходе из активной зоны подогрет до 400ºС. Из активной зоны
теплоноситель направляется к парогенератору, а затем обратно к газовому
циркуляционному насосу реактора. В ранних проектах реакторов Magnox
корпус давления, содержащий активную зону, изготавливался из стали. В
более поздних проектах корпус давления комбинировали с защитой из
предварительно напряженного бетона, внутри которого размещались
теплообменники. Реакторы Magnox построены в Великобритании, Франции,
Италии и Японии. Они успешно эксплуатируются в отдельных случаях уже
около 25 лет. Эффективность парового цикла реакторов составляет 31%.
Хотя реакторы типа Magnox надежны и успешно эксплуатируются
длительный срок, они имеют свои недостатки. Главный из них –
сравнительно малое энерговыделение на единицу объема активной зоны. Это
ведет к большим объемам активной зоны, большим затратам на топливо и
капитальным затратам.
Первой промышленной энергоустановкой с реакторами типа Magnox была
атомная электростанция Calder Hall с четырьмя реакторными блоками, пущенная
в 1956 г. В течение следующих 11 лет в Великобритании было построено 10 АЭС
с 24 реакторами этого типа с полной установленной мощностью 5000 МВт (эл.).
18
На всех этих АЭС, кроме двух, применялись большие сферические корпуса
реакторов, сделанные из нержавеющей стали, а на последних двух АЭС, в
Олдбури и Вильфе, корпуса реакторов были сделаны из предварительно
напряженного бетона такого же типа, как в первом газоохлаждаемом реакторе,
построенном в Mapкуле во Франции. При такой конструкции активная зона и
теплообменники размещаются внутри корпуса реактора в единой интегральной
компоновке.
Тепловой КПД реактора на естественном металлическом уране не
превышает 30%.
На рис. 1. показана схема компоновки первого контура реактора на АЭС в
Вильфе. Диаметр внутренней сферической поверхности бетонного корпуса равен
293 м, а минимальная толщина бетонной стенки корпуса составляет 3,3 м.
Внешний профиль корпуса представляет собой ряд цилиндрических
поверхностей. Предварительное сжатие бетона осуществляется тремя системами
металлических стяжек.
Рис. 1. Поперечное сечение реактора Magnox
1- корпус реактора; 2 – твэлы; 3 – графитовый
замедлитель; 4 - загрузочные каналы; 5 – система
направляющих труб; 6 – каналы с предохранительными
клапанами; 7 – крышка; 8 – загрузочное устройство; 9 нейтронная защита; 10 – парогенератор;
11 – радиальная решетка; 12 - газодувка; 13 – двигатель
газодувки; 14 – струны, создающие предварительное
натяжение бетона; 15 - нагревательная камера;
16 – люк для доступа персонала; 17 – канал для CO2, 18 опорные колонны; 19 - паропроводи и трубопроводы для
питательной воды
19
1.3.4. Улучшенные реакторы с газовым охлаждением (AGR)
Малая объемная плотность энерговыделения, низкие рабочие
температуры и давления в АЭС с реактором и Magnox привели к разработке в
Великобритании улучшенной конструкции реактора – AGR.
Как и реакторы типа Magnox, реакторы AGR используют углекислый
газ в качестве теплоносителя, но давление его не превышает 4 МПа, а
температура на выходе из активной зоны – 650ºС. Чтобы достичь этих
повышенных параметров, пришлось пойти на радикальные изменения в
конструкции топливного элемента. Топливо заменено на диоксид урана,
таблетки из которого помещены в тонкостенные трубки из нержавеющей
стали с небольшим оребрением внешней поверхности. Высокие температуры
потребовали использование нержавеющей стали в качестве материала
оболочки. Такая оболочка является сильным поглотителем нейтронов, по
сравнению со сплавом Magnox. Поэтому пришлось пойти на обогащение
урана в топливе до 2,3% 235U. Конструкционно реакторы AGR аналогичны
реакторам Magnox в области газовой циркуляционной системы.
Парогенераторы помещаются внутри корпуса из предварительно
напряженного бетона. Поскольку углекислый газ в реакторах AGR имеет
высокую температуру, парогенераторы могут быть спроектированы таким
образом, чтобы производить пар с параметрами, характерными для наиболее
эффективных электростанций на ископаемом топливе, т.е. при давлении
17 МПа и температуре 560ºС. В результате этого, эффективность парового
цикла AGR достигает 40%, что является наивысшей эффективностью для
функционирующих в настоящее время ядерных реакторов.
Конструкция реактора AGR компактная и экономичная.
Как уже отмечалось выше, усовершенствованный газоохлаждаемый
реактор AGR является представителем второго поколения энергетических
реакторов в Великобритании. Реакторы типа AGR имеют следующие
особенности.
1.
Обогащенное оксидное топливо, расположенное в хвалах со стальной
оболочкой. Твэлы установлены в кассетах по 36 шт. в каждой.
Средняя удельная энергоиапряженность топливной сборки
составляет 12,5 МВт (т.) на 1 т U.
2.
Тепловой КПД около 40% обеспечивается использованием в
качестве теплоносителя двуокиси углерода с давлением 4,2 МПа и
температурой на выходе из активной зоны 650 С.
3.
Использование современной парогенерирующей установки с
параметрами пара 17 МПа и 540 С.
4.
Корпус реактора изготовлен из предварительно напряженного бетона.
Внутри
корпуса
расположены
активная
зона,
защита,
парогенераторы и газодувки. Над активной зоной внутри корпуса
установлен стальной купол, обеспечивающий поступление
холодного газа в активную зону для поддержания температуры
графитового замедлителя на уровне, при котором запасенная под
20
действием радиации энергия в графите и изменение размеров
графитовых блоков минимальны.
5.
Перегрузка топлива под нагрузкой с помощью более простой по
конструкции перегрузочной машины, чем машина, используемая в
реакторах Magnox. Максимальная глубина выгорания топлива 18
000 МВт·сут/т.
Несмотря на успешную работу прототипа реактора типа AGR в Виндэйле
который начал функционировать в 1962 г., возникшие неожиданные проблемы
привели к ощутимой задержке в осуществлении программы строительства
реакторов AGR, в частности первой из запланированных станций Dungeness В.
Большая часть этих проблем возникла при масштабировании реактора-прототипа
мощностью 33 МВт (эл.) до полномасштабной системы мощностью 625 МВт
(эл.). (шумы и вибрация в реакторе и коррозия в парогенераторе ).
Первые две АЭС с AGR, Hinkley Point В и Hunterston В начали работать в
1976 г.
А.з. состоит из 324 каналов под кассеты, каждая кассета состоит из 36
твэлов.
1.3.5. Реакторы HTGR
Реакторы HTGR являются еще одним усовершенствованным типом
газоохлаждаемого реактора.
В HTGR в качестве замедлителя используется графит, а
теплоносителем является гелий. Гелий – инертный газ, который не вступает в
химическое взаимодействие с графитом даже при высоких температурах.
Поэтому на выходе из реактора теплоноситель может иметь более высокую
температуру, чем в AGR. Разработаны два прототипа реактора – с
призматическими ТВС и шаровыми твэлами.
В HTGR применен торий-урановый цикл. Топливо призматической
ТВС состоит из частиц высокообогащенного урана и ториевых частиц,
являющихся воспроизводящим материалом. Делящиеся частицы, диаметром
200-800 мкм содержат высокообогащенный уран (93% 235U) или
рециклированный 233U. Они покрыты пиролитическим углеродом и слоем
карбида кремния толщиной 150-200 мкм. Частицы тория в виде ThO2
покрыты только пиролитическим углеродом. И те, и другие частицы
диспергированы в графите и образуют твэлы стержневой геометрии.
Полученные таким образом твэлы заключают в гексагональные
призматические блоки графита, которые образуют гексагональные ТВС.
ТВС, установленные друг за другом, образуют топливную колонну.
Гелиевый теплоноситель проходит сверху вниз через вертикальные
отверстия, предусмотренные в гексагональной ТВС.
21
Активная зона реактора имеет диаметр 8,5 м и высоту 6,3 м.
Энергонапряженность активной зоны составляет 8,4 кВт/л. Что значительно
ниже, чем в легководных реакторах. Тепловая схема аналогична AGR.
Давление гелиевого теплоносителя поддерживается равным 5,1 МПа,
температура на выходе активной зоны около 740ºС. Что позволяет получить
КПД блока около 39%.
Другая конструкция HTGR – реактор с шаровыми твэлами. Активная
зона реактора состоит из 675 000 шаровых твэлов диаметром 6 см каждый.
Шаровые твэлы содержат делящийся и воспроизводящий материал в виде
частиц из UO2 и ThO2, покрытых пиролитическим графитом. Засыпка
шаровых твэлов осуществляется в цилиндрическую графитовую полость
диаметром 5,6 м и высотой 6 м. Коническое днище полости заканчивается
отверстием для разгрузки шаровых твэлов. Во время эксплуатации шаровые
твэлы загружаются в активную зону непрерывно через отверстия в верхней
части графитовой полости, проходят активную зону и также непрерывно
выгружаются. Шаровые твэлы проходят через активную зону шесть-семь раз,
пока выгорание не станет максимальным. Давление в первом контуре –
4 МПа. Газовый теплоноситель проходит активную зону сверху вниз и
нагревается до 750ºС. КПД энергоблока составляет 40%.
Существует проект создания сверхтемпературного газоохлаждаемого
реактора (VHTR) предназначен для получения высокотемпературной
теплоты с температурой гелиевого теплоносителя 950 − 1000ºC, что дает
возможность расширить область применения таких реакторов для
газификации угля и термохимического разложения воды.
Параметр
Мощность, МВт
Диаметр активной зоны, м
Высота активной зоны, м
Загрузка топливом
Температура теплоносителя
на выходе из активной зоны, °С
Средняя
плотность
мощность
энерговьделения,
МВт/м
Magnox
590
17,4
9,2
525 т U
естественного
AGR
625
9,3
8,2
120 т
2,3%-ного
414
648
0,86
3,4
HTGR
330
5,95
4,75
0,87 т
235
U, 19,5 т Th
(начальная
загрузка)
785
6,3
Атомная энергоустановка Fort St. Vrain, построенная фирмой Gulf
General Atomic около Денвера, штат Колорадо, США, стала первым
работающим полномасштабным энергетическим реактором высокотемпературного типа. На АЭС Fort St. Vrain установлен один реактор мощностью 822
МВт и электрической мощностью нетто 330 МВт. Реактор достиг
критичности в феврале 1974 г. и начал работать на номинальном уровне
мощности в 1979 г. К главным особенностям этой системы следует отнести:
торий-урановый топливный цикл с топливом в виде частиц покрытиями;
использование графита в качестве оболочек твэлов и замедлителя; гелиевый
22
теплоноситель с температурой на выходе из активной зоны 770 °С;
одноходовые модульные парогенераторы с интегральной компоновкой
перегревателей пара; корпус из предварительно напряженного бетона.
Активная зона реактора имеет цилиндрическую форму высотой 4,75 м
и диаметром 6 м (рис. 10.). Она окружена графитовым отражателем толщиной
1 м на верхнем торце и 1,2 м на нижнем торце и на боковых поверхностях.
Активная зона набрана из 247 вертикальных топливных сборок, каждая из
которых содержит шесть элементов, установленных друг над другом вдоль
вертикальной оси. Эти элементы длиной 0,79 м имеют призматическую форму
с гексагональным поперечным сечением шириной граней 036 м. Для
организации перегрузки топлива активная зона разделена на отдельные зоны,
каждая из которых, кроме нескольких зон на границе, содержит семь
топливных сборок.
Топливные стержни установлены в 210 вертикальных каналах, проходящих
через каждый гексагональный графитовый блок. Реактор имеет 74 стержня
регулирования, перемещающихся попарно.
Перегрузка топлива осуществляется при остановленном реакторе.
Одновременно заменяется 1/6 часть топливной загрузки. Реактор Fort St Vrain
начал работать в режиме открытого топливного цикла без переработки 233U.
1.4.
Реакторы-бридеры с быстрым спектром нейтронов
1.4.1. Атомные электростанции с натриевым теплоносителем
Жидкометаллический теплоноситель может использоваться в
реакторах, как на тепловых, так и на быстрых нейтронах, в последнем случае
коэффициент воспроизводства ядерного горючего больше единицы.
Преимущество такого теплоносителя – возможность работы при низких
давлениях (0,5 МПа) в первом контуре. Значительная в сравнении с водным и
газовым теплоносителями плотность жидких металлов позволяет
перекачивать малые объемы, т.е. уменьшать диаметр трубопроводов и
расходы на собственные нужды, а также обеспечивать высокий коэффициент
теплоотдачи от поверхности оболочки твэла к теплоносителю, что позволяет
при той же температуре оболочки получать более высокие температуры
теплоносителя. Пока для АЭС используется в качестве теплоносителя
жидкий натрий, но рассматриваются и исследуются варианты использования
эвтектических сплавов Na-K, Pb-Bi, а также Hg.
Жидкометаллический
теплоноситель
значительно
осложняет
оборудование АЭС и выдвигает довольно большое число инженернотехнических
проблем.
Поэтому
АЭС
с
жидкометаллическими
теплоносителями разрабатывают только применительно к быстрым
реакторам – размножителям.
Одно из преимуществ жидкого натрия как теплоносителя –
возможность создать высокое удельное энерговыделение в активной зоне,
что приводит к уменьшению ее размеров. В связи с этим вероятность вылета
нейтронов из активной зоны относительно велика и может достигать 30%.
23
Эти нейтроны используются для воспроизводства топлива, для чего активная
зона окружается воспроизводящим экраном, содержащим обедненный
(отвальный) уран. Еще одно преимущество жидкого натрия как
теплоносителя - возможность работы при высоких температурах. Это требует
оболочек из стали 08Х18Н10Т, но позволяет использовать пар высоких
параметров.
Жидкий натрий как теплоноситель выдвигает ряд требований к
оборудованию и его эксплуатации. Температура плавления натрия 97ºС,
поэтому для пуска станции необходим предварительный разогрев всего
оборудования и трубопроводов. В зависимости от тепловой схемы пуск
станции может потребовать от трех до пяти недель.
Если натрий радиоактивен, то бурная реакция его с водой может иметь
особенно негативные последствия. В связи с этим обязателен
промежуточный натриевый контур. Давление в промежуточном контуре
поддерживается большим, чем в первом контуре. Тем самым обеспечивается
отсутствие радиоактивности в промежуточном контуре, т.е. исключается
контакт воды с радиоактивным натрием при появлении протечек между
контурами.
Оборудование первого и промежуточного натриевых контуров
существенно отличаются от применяемого при других теплоносителях. Так, в
системе трубопроводов должны быть предусмотрены установки для очистки
натрия от окислов и гидридов, так называемые холодные ловушки,
обеспечивающие охлаждение некоторой части теплоносителя до температур,
при которых оксиды выпадают в осадок и могут быть отфильтрованы.
Особые требования предъявляются к арматуре и циркуляционным
насосам. Арматура при использовании натриевого теплоносителя должна
быть кованной для предупреждения межкристаллической коррозии.
Учитывая высокую теплопроводность натрия, приходится выдвигать такое
требование, как стойкость арматуры против теплового удара, а малая
вязкость натрия требует применения для арматуры твердых материалов,
препятствующих задиранию.
Важное требование к арматуре для жидких металлов – отсутствие
утечек через сальники. Оно обусловлено высокой стоимостью жидкости, а
также тем, что протечка даже небольшого количества натрия опасна с точки
зрения возникновения пожара и т.д. Обычные набивки в данном случае
нестойки при высоких температурах, поэтому переходят к бессальниковым
конструкциям со специальными уплотнениями иногда в комбинации с
замораживаемыми уплотнителями и сальниками.
Относительная сложность эксплуатации АЭС с жидкометаллическим
теплоносителем и наиболее высокая их стоимость побуждают вести поиск и
других теплоносителей для реакторов на быстрых нейтронах. К их числу
относятся, например, предложения использовать в качестве теплоносителя
гелий.
24
1.4.2. АЭС с реактором БН-350
АЭС с реактором БН-350 в г. Актау (Шевченко) работала с 1973 по
2000гг. Остановлена по политическим причинам.
Реакторная установка имеет 6 петель охлаждения, в состав каждой из
которых входят расположенные вне реактора отсекающие входная и
выходная задвижки, циркуляционные натриевые насосы первого и
промежуточного
контуров,
промежуточный
теплообменник
и
парогенераторная установка в составе двух испарителей и одного
пароперегревателя.
Таблица 3
Основные проектные показатели реакторов БН-350 и БН-600
Показатель
Электрическая мощность
Эквивалентная
непосредственная
Температура натрия на входе в реактор, ºС
Температура натрия на выходе из реактора, ºС
Давление пара на выходе из парогенератора, МПа
Температура пара на выходе из парогенератора, ºС
БН-350
БН-600
350
150
300
500
5
435
600
600
380
550
14
505
Одно из преимуществ жидкометаллического теплоносителя возможность
использования
паротурбинных
установок
обычной
теплоэнергетики, так как в связи с высокими температурами теплоносителя
давление и температура пара перед турбиной могут быть существенно выше,
чем для турбин на АЭС с водяным теплоносителем. С этой точки зрения
параметры пара для АЭС с БН-350 могли быть выбраны существенно более
высокие. Однако сооружение этой АЭС было связано с конкретной
технологической задачей получения больших количеств опресненной
морской воды для промышленных и бытовых нужд, а также для
теплоснабжения г. Шевченко (современный Актау). Таким образом, АЭС с
БН-350 является трехцелевой.
Топливные сборки активной зоны реактора БН-350 и зоны
воспроизводства помещены в напорном коллекторе, смонтированном на
напорной камере корпуса реактора. Активная зона состоит из топливных
сборок с ядерным топливом – диоксидом урана значительного обогащения.
По торцам и периметру она окружена экраном – зоной воспроизводства из
диоксида обедненного урана. Торцевой экран смонтирован в сборках
активной зоны, боковой экран образован топливными сборками с твэлами
зоны воспроизводства. Корпус реактора представляет собой сосуд
переменного диаметра (в наиболее широком месте – 6 м) из нержавеющей
стали. Нижняя часть корпуса образует напорную камеру, в которой по
трубопроводам поступает натрий от насосов. Протекая снизу вверх через
активную зону и зону воспроизводства, натрий нагревается и через верхнюю
25
смесительную камеру корпуса по трубопроводам направляется в
теплообменники. Для предотвращения утечки натрия при разгерметизации
основной корпус заключен в страховочный кожух. Внутренняя поверхность
корпуса и выходные патрубки имеют экраны, снижающие температурные
напряжения при быстром изменении температуры теплоносителя.
Охлаждение корпуса обеспечивается «холодным» натрием, протекающим из
напорной камеры в зазоре между стенками корпуса и тепловым экраном. В
качестве материала биологической защиты вне реактора использованы
железорудный концентрат, графит, сталь, бетон.
Топливные сборки загружают и выгружают комплексом механизмов:
механизмом перегрузки, установленным на малой поворотной пробке и
переставляющим ТВС внутри реактора; элеваторами загрузки-выгрузки,
транспортирующими топливные сборки из реактора в перегрузочный бокс и
обратно; механизмом передачи топливных сборок, расположенном в
герметичном боксе и передающим отработанные топливные сборки из
реактора во внешнее хранилище и свежие – из хранилища в реактор.
1.4.3. АЭС с реактором БН-600
Серийные паровые турбины обычной теплоэнергетики как высокого,
так и сверхвысокого давления рассчитаны на начальный и промежуточный
перегрев пара. Реакторы с натриевым теплоносителем предоставляют
возможность использования таких турбин, которая реализована на третьем
блоке Белоярской АЭС, работающем с 1980 г. с реактором БН-600.
Реактор (по сравнению с БН-350) имеет большую мощность, и что
особенно важно, температура натрия после реактора и промежуточного
натриевого теплообменника выше. Это позволило существенно увеличить
температуру перегретого пара.
Компоновка реактора принята интегральная (бакового типа). Активная
зона, насосы, промежуточные теплообменники и биологическая защита
размещены совместно в корпусе реактора. Активная зона и зона
воспроизводства смонтированы в напорной камере, где расход теплоносителя
распределяется по топливным сборкам соответственно их тепловыделению.
Для АЭС с БН-600 применены серийные турбины мощностью 200 МВт
с давлением пара перед турбиной 13 МПа. Однако присущие этой турбине
температуры начального перегрева пара перед турбиной и промежуточная
температура перегрева 540ºС не могли быть достигнуты из-за недостаточной
температуры натрия после промежуточного теплообменника (520ºС). В связи
с этим для турбин установки БН-600 и начальный, и промежуточный
перегрев пара составляет 505ºС.
БРЕСТ: быстрый реактор брест со свинцовым теплоносителем и
пристанционным топливным циклом
Проект БРЕСТ-ОД-300
26
В качестве примера инновационного реактора естественной
безопасности может быть рассмотрен проект опытно-демонстрационного
быстрого реактора со свинцовым теплоносителем электрической мощностью
300 МВт (БРЕСТ-ОД-300).
Использование в качестве теплоносителя химически инертного
высококипящего расплавленного свинца позволяет отказаться от
трехконтурной схемы отвода тепла и перейти на двухконтурную схему. В
состав реакторной установки бассейновой конструкции входят активная зона
с отражателями и рабочими органами системы управления и защиты (РО
СУЗ), выполненный в виде четырех петель контур циркуляции свинцового
теплоносителя с парогенераторами, насосами, оборудованием системы
перегрузки ТВС, которые вместе с системами безопасности и
вспомогательными системами размещены в облицованных сталью
центральной и четырех периферийных полостях бетонного корпуса с
тепловой защитой (рис. 1). Ограничение температуры бетона поддерживается
естественной циркуляцией воздуха..
Рис. 1. Реактор БРЕСТ-ОД-300: 1 – активная зона; 2 – парогенератор; 3 – насос; 4 –
перегрузочная машина; 5 – шахта реактора; 6 – система расхолаживания
27
Циркуляция свинца через активную зону и парогенераторы
осуществляется не напором насосов, а создаваемой ими разницей уровней
«холодного» и «горячего» теплоносителей. Такая схема исключает
попадание в активную зону вместе с теплоносителем паровых (при течи труб
парогенератора) и газовых пузырей, что при определенных условиях могло
бы привести к неконтролируемому росту мощности. При этом снижается
неравномерность расхода свинца через парогенераторы при остановке одного
или нескольких насосов, а при быстрой остановке всех насосов
обеспечивается инерция расхода свинца через активную зону в течение ~20 c.
Для снижения последствий аварийной ситуации с разрывом труб
парогенераторов применена интегрально-петлевая компоновка первого
контура, при которой активная зона с прилегающими элементами
конструкции (в центральной полости) и парогенераторы с главными
циркуляционными насосами (в периферийных полостях) пространственно
разнесены и гидравлически связаны трубопроводами, образуя четыре петли
отвода тепла от активной зоны. Такая компоновка вместе с выбранной
схемой циркуляции свинца и сбросом пара из корпуса реактора через
гидрозатворы в систему локализации и далее через фильтры в атмосферу
исключает попадание в активную зону опасного количества пара и
опрессовку корпуса реактора.
Небольшое давление в бетонном корпусе реактора и относительно
высокая температура плавления свинца (600 К), способствующая
самозалечиванию возникающих в бетоне трещин, исключают большие
утечки свинца, потерю охлаждения и расплавление топлива.
Активная зона набрана из ТВС со стержневыми твэлами (шаг твэлов во
всех сборках одинаков). Радиальное выравнивание мощностей ТВС и
подогревов теплоносителя обеспечивается профилированием топливной
загрузки и расхода свинца путем использования в центральных сборках
твэлов меньшего диаметра, а в периферийных – большего. Использование во
всех ТВС топлива одного и того же состава при условии коэффициента
воспроизводства КВА≈1 обеспечивает стабильность выровненных
распределений.
В качестве стартовой загрузки используется топливо, представляющее
собой смесь нитридов обедненного урана и плутония вместе с минорными
актинидами (МА) энергетического состава (U-Pu-MA)N, получаемого при 20летней выдержке и последующей переработке ОЯТ ВВЭР. Оболочки твэлов
выполнены из радиационно и коррозионно-стойкой стали ферритномартенситного класса.
Перегрузка ТВС и блоков отражателя проводится с помощью
поворотных пробок, внутриреакторной перегрузочной машины и комплекса
механизмов внереакторной перегрузки.
Приводы РО СУЗ реактора расположены на верхней поворотной
пробке, а сами РО находятся под активной зоной. При перегрузках топлива
28
РО расцепляются с приводами и под действием силы Архимеда вводятся в
активную зону, переводя реактор в глубоко подкритическое состояние. При
недопустимом росте температуры теплоносителя на выходе из активной зоны
из-за снижения расхода теплоносителя или увеличения мощности реактора
часть РО СУЗ, приводимые в действие пассивном температурным
инициатором срабатывания, вводятся в зону и заглушают реактор.
Активная зона окружена рядами блоков бокового свинцового
отражателя, выполненных в виде плотных стальных кожухов, заполненных
проточным свинцовым теплоносителем. Часть прилегающего к зоне блоков
отражателя выполнены в виде вертикальных каналов, заглушенных сверху
(газовый колокол) и открытых для заполнения свинцом снизу, при этом его
уровень в канале соответствует напору свинцового теплоносителя на входе в
активную зону. С помощью этих каналов с изменяемыми по высоте
уровнями столбов свинца, влияющими на утечку нейтронов, пассивным
образом осуществляется связь реактивности и мощности реактора с расходом
теплоносителя через активную зону, что является важным фактором
регулирования мощности через расход теплоносителя и не менее важным
фактором безопасности.
Дополнительными
техническими
мерами,
обеспечивающими
безопасность реактора в аварийных ситуациях, являются:
 большая
теплоемкость
свинцового
контура,
аккумулирующего выделяемое тепло в аварийных и
переходных процессах без заметного роста температуры;
 пассивный отвод остаточного тепла непосредственно от
свинцового контура за счет естественной циркуляции
воздуха через встроенные в контур воздушные
теплообменники;
 твэлы высокой теплопроводности, обеспечивающие низкую
рабочую температуру топлива, небольшой выход из него
газовых продуктов деления и их низкое давление на
оболочку, что способствует сохранению целостности твэлов.
Сочетание
природных
свойств
свинцового
теплоносителя,
мононитридного топлива, физических характеристик быстрого реактора,
конструкторских решений активной зоны и контуров охлаждения выводит
БРЕСТ на качественно новый уровень безопасности и обеспечивает его
устойчивость без срабатывания активных средств аварийной защиты в
крайне тяжелых аварийных ситуациях, непреодолимых ни одним из
существующих реакторов. Даже в случае разгерметизации свинцового
контура и его непосредственного контакта с атмосферой, выбросы
токсичности и радиоактивности не потребуют эвакуации населения и
отчуждения территории.
29
Рис. 4. Ядерный энергетический комплекс с реактором БРЕСТ-ОД-300: 1 – реактор; 2 –
турбоустановка; 3 – комплекс хранения и переработки радиоактивных отходов; 4 –
комплекс пристанционного ядерного топливного цикла
В настоящее время выполнены концептуальные проекты реакторов
мощностью 300 (рис.1) и 1200 МВт (эл) (рис.2), проведены их
конструкторские и расчетные исследования. Проведены эксперименты на UPu-Pb критсборках по обоснованию физических характеристик с
корректировкой ядерных данных, длительные коррозионные испытания
сталей на циркуляционных Pb-петлях, эксперименты по взаимодействию Pb с
воздухом и водой высоких параметров, нитридного топлива с Pb и стальной
оболочкой и др.
Технические характеристики реакторов БРЕСТ-300 и БРЕСТ-1200
Характеристика
Брест-300
Брест-1200
Тепловая мощность, МВт
700
2800
Электрическая мощность, МВт
300
1200
Число ТВС в активной зоне, шт
185
332
Диаметр активной зоны, мм
2300
4755
Высота активной зоны, мм
1100
1100
9,1; 9,6; 10,4
9,1; 9,6; 10,4
13,6
13,6
UN+PuN
UN+PuN
16
63,9
2,1/1,5
8,56/6,06
Диаметр твэла, мм
Шаг твэла, мм
Топливо активной зоны
Топливная загрузка, (U+Pu)N, т
Загрузка Pu/(Pu239+Pu241), т
30
Кампания топлива, лет
5
5-6
Интервал между перегрузками, лет
1
1
КВА
~1
~1
Мощностной эффект, % K/K
0,16
0,15
Полный эффект, % K/K
0,35
0,31
Доля запаздывающих нейтронов, эфф %
0,36
0,34
420/540
420/540
Максимальная температура оболочки твэлов, °С
650
650
Максимальная скорость свинца, м/с
1,8
1,7
340/520
340/520
24,5
24,5
40
158,4
0,43
1,72
КПД нетто энергоблока, %
43
43
Расчетный срок службы, лет
30
60
Температура входа/выхода свинца, °С
Температура пара на выходе из ПГ, °С
Давление на выходе из ПГ, МПа
Расход свинца, т/с
Паропроизводительность ПГ, т/с
Таблица 6.5. АЭС России1
Станция
Блок
Тип
реактора
Статус
Расположение
Номинальная
Дата ввода в
электрическая мощность,
эксплуатацию
МВт
Обнинская АЭС
№1
АМ
Выведен из
эксплуатации
г. Обнинск, Калужская
обл.
5
26.06.1954
№1
ВВЭР-1000 В эксплуатации
1000
28.12.1985
№2
ВВЭР-1000 В эксплуатации
08.10.1987
№3
ВВЭР-1000 В эксплуатации
г. Балаково, Саратовская 1000
обл.
1000
№4
ВВЭР-1000 В эксплуатации
1000
04.11.1993
№1
ВВЭР-1200 Сооружается
№2
ВВЭР-1200 Сооружается
№1
АМБ-100
Выведен из
эксплуатации
№2
АМБ-200
Выведен из
эксплуатации
№3
БН-600
№4
БН-800
№1
№2
Балаковская АЭС
Балтийская АЭС
Белоярская АЭС
Билибинская АЭС
Калининская АЭС
Кольская АЭС
1
г. Неман,
Калининградская обл.
25.12.1988
1200
1200
100
26.04.1964
200
29.12.1967
В эксплуатации
600
08.04.1980
Сооружается
800
ЭГП-6
В эксплуатации
12
12.01.1974
ЭГП-6
В эксплуатации
12
30.12.1974
№3
ЭГП-6
В эксплуатации
12
22.12.1975
№4
ЭГП-6
В эксплуатации
12
27.12.1976
№1
ВВЭР-1000 В эксплуатации
1000
09.05.1984
№2
ВВЭР-1000 В эксплуатации
1000
03.12.1986
№3
ВВЭР-1000 В эксплуатации
1000
16.12.2004
№4
ВВЭР-1000 В эксплуатации
№1
ВВЭР-440
В эксплуатации
№2
ВВЭР-440
В эксплуатации
г. Заречный,
Свердловская обл.
г. Билибино, Чукотский
АО
г. Удомля, Тверская обл.
1000
г. Полярные Зори,
Мурманская обл.
440
29.06.1973
440
08.12.1974
Данные взяты с сайта Госкорпорации Росатом http://www.rosatom.ru
31
Станция
Курская АЭС
Ленинградская АЭС
Ленинградская
АЭС-2
Нововоронежская
АЭС
Нововоронежская
АЭС-2
Ростовская АЭС
Смоленская АЭС
Академик
Ломоносов
Номинальная
Дата ввода в
электрическая мощность,
эксплуатацию
МВт
Блок
Тип
реактора
Статус
№3
ВВЭР-440
В эксплуатации
440
24.03.1981
№4
ВВЭР-440
В эксплуатации
440
11.10.1984
№1
РБМК-1000 В эксплуатации
1000
19.12.1976
№2
РБМК-1000 В эксплуатации
1000
28.01.1979
№3
РБМК-1000 В эксплуатации
1000
17.10.1983
№4
РБМК-1000 В эксплуатации
1000
02.12.1985
№5
РБМК-1000 Законсервирован
1000
№1
РБМК-1000 В эксплуатации
1000
21.12.1973
№2
РБМК-1000 В эксплуатации
1000
11.07.1975
№3
РБМК-1000 В эксплуатации
1000
07.12.1979
№4
РБМК-1000 В эксплуатации
1000
09.02.1981
№1
ВВЭР-1200 Сооружается
1200
№2
ВВЭР-1200 Сооружается
№1
ВВЭР-210
Выведен из
эксплуатации
№2
ВВЭР-365
Выведен из
эксплуатации
№3
ВВЭР-440
В эксплуатации
№4
ВВЭР-440
В эксплуатации
№5
№1
№2
ВВЭР-1200 Сооружается
№1
ВВЭР-1000 В эксплуатации
№2
ВВЭР-1000 В эксплуатации
№3
ВВЭР-1000 Сооружается
№4
ВВЭР-1000 Сооружается
№1
РБМК-1000 В эксплуатации
№2
РБМК-1000 В эксплуатации
№3
РБМК-1000 В эксплуатации
№1
КЛТ-40
Сооружается
№2
КЛТ-40
Сооружается
Расположение
г. Курчатов, Курская
обл.
г. Сосновый Бор,
Ленинградская обл.
г. Сосновый Бор,
Ленинградская обл.
1200
210
30.09.1964
365
27.12.1969
440
27.12.1971
440
28.12.1972
ВВЭР-1000 В эксплуатации
1000
31.05.1980
ВВЭР-1200 Сооружается
1200
г. Нововоронеж,
Воронежская обл.
г. Нововоронеж,
Воронежская обл.
г. Волгодонск,
Ростовская обл.
1200
1000
30.03.2001
1000
18.03.2010
1000
1000
г. Десногорск,
Смоленская обл.
г. Вилючинск,
Камчатский край
1000
09.12.1982
1000
31.05.1985
1000
17.01.1990
35
35
32