Перспективы развития ядерной энергетики

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

На тему: Перспективы развития ядерной энергетики



Содержание

1. Модульные многоцелевые свинцово-висмутовые быстрые реакторы для ядерной энергетики

2. Использование ГТУ для резервирования собственных нужд АЭС

Заключение

Список использованной литературы



1. Модульные многоцелевые свинцово-висмутовые быстрые реакторы для ядерной энергетики

Ядерно-энергетическая технология, рассматриваемая в данной статье, базируется на использовании свинцово-висмутовых БР малой мощности (СВБР-75/100) и опирается на реальный опыт разработки и эксплуатации таких установок на атомных подводных лодках. Через 15-20 лет она может быть готова к масштабному практическому внедрению как в развитых, так и развивающихся странах.

Эта технология позволяет устранить противоречие между требованиями экономики и безопасности, которое характерно для реакторов традиционных типов. Вследствие более высоких технико-экономических показателей АЭС и более высокого уровня безопасности она может рассматриваться в качестве возможного пути постепенного замещения существующей ЯЭТ, основанной на применении легководных реакторов.

Существующие до настоящего времени сведения о разведанных ресурсах висмута не позволяли использовать свинцово-висмутовый теплоноситель (СВТ) в крупномасштабной атомной энергетике. Однако специализированными предприятиями атомной отрасли (АО "Атомредметзолото", ВНИПИпромтехнологии) относительно недавно были выполнены технико-экономические исследования возможности организации крупнотоннажного производства висмута в России. Результаты этих исследований показали, что только на базе разведанных месторождений висмута в Читинской области может быть обеспечено его производство в количестве, достаточном для ввода около 70 ГВт(э) мощностей АЭС с БР, использующими СВТ.

Концепция реакторной установки СВБР-75/100

При разработке проекта реакторной установки (РУ) СВБР-75/100 (Свинцово-Висмутовый Быстрый Реактор, обеспечивающий электрическую мощность установки 75-100 МВт(э) в зависимости от параметров пара) был принят консервативный подход, заключающийся в использовании освоенных режимных параметров по I и II контурам и хорошо зарекомендовавших себя топливных и конструкционных материалов, а также в применении принципиальных технических решений по элементам оборудования и схеме реакторной установки, подтвержденных положительным опытом эксплуатации.

При таком подходе обеспечивается высокая степень преемственности принятых в проекте реакторной установки СВБР-75/100 технических решений по отношению к реакторным установкам других типов и, прежде всего, к свинцово-висмутовым реакторам атомных подводных лодок. Это приводит к снижению сроков выполнения, сокращению объема и стоимости НИОКР, уменьшению инвестиционного риска, повышению надежности и безопасности.

Консервативный подход не означает отказа от разработки и внедрения новых технических решений, что привело бы к торможению научно-технического прогресса. Однако применение проверенных практикой решений обеспечивает приемлемые технико-экономические показатели АЭС уже в настоящее время, а использование перспективных разработок, если они придают РУ новые качества, может осуществляться постепенно при переходе к следующему поколению РУ данного типа после выполнения соответствующих НИОКР.

С учетом сказанного в проекте РУ СВБР-75/100 реализованы следующие решения:

1) компоновка оборудования I контура моноблочная (интегральная) бассейнового типа с полным исключением арматуры и трубопроводов СВТ;

2) двухконтурная схема теплоотвода;

3) уровень естественной циркуляции теплоносителя в теплоотводящих контурах достаточен для расхолаживания реактора без опасного перегрева активной зоны;

4) реакторный моноблок, имеющий страховочный корпус, размещается в баке системы пассивного отвода тепла (СПОТ), где осуществляется его крепление (бак заполнен водой и выполняет также функцию нейтронной защиты);

5) выгрузка топлива по окончании кампании - единовременная покассетная, загрузка свежего топлива - в виде единого картриджа;

6) возможность использования различных видов топлива (UO₂, МОХ-топливо с оружейным или реакторным Рu, смешанное оксидное топливо с младшими актинидами - TRUOX-топливо, нитридное топливо) без изменения конструкции реактора и при удовлетворении требований по безопасности.

С учетом более высокой стоимости СВТ по сравнению с другими жидкометаллическими теплоносителями в проекте были разработаны меры по уменьшению его удельной массы в РУ. Анализ опыта разработки реакторных установок различной мощности, представленный в, показывает, что приуменьшении ее номинальной мощности удельная масса СВТ снижается. Однако при малых размерах активной зоны нельзя обеспечить коэффициент воспроизводства активной зоны (КВА), равным единице. Из расчетов следует, что для выполнения условия КВА = 1 диаметр активной зоны должен быть не менее 1600 мм при высоте 900 мм. В этом случае эквивалентная электрическая мощность реактора равна примерно 100 МВт, а значение КВА = 1 обеспечивается не только для смешанного нитридного топлива, но и для менее плотного, но хорошо освоенного МОХ-топлива. При этом значение объемной доли топлива составляет 55-60%.

Снижение удельной массы свинцово-висмутового теплоносителя в БР малой мощности, для которых удельная энергонапряженность активной зоны в несколько раз ниже, чем для БР с натриевым теплоносителем, достигается также исключением механизмов перегрузки топлива и хранения отработавшего ядерного топлива (ОЯТ).

Кроме того, снизить удельную массу СВТ можно путем увеличения его средней скорости в РУ и уменьшения длины контура циркуляции. В этом случае также существуют ограничения, вытекающие из требований безопасности:

1) необходимо обеспечить уровень мощности реактора в режиме естественной циркуляции СВТ в пределах 5-7% N_ном для исключения недопустимого повышения температуры при остановке ГЦН;

2) нужно гарантировать условия всплытия пузырей пара из СВТ на его свободный уровень при возникновении межконтурной неплотности в трубной системе парогенератора (ПГ), что важно для исключения заноса пара в активную зону и недопустимого повышения давления в корпусе моноблока.

Для удовлетворения этих требований была разработана схема циркуляции СВТ, в которой 90% общего гидравлического сопротивления I контура составляет гидравлическое сопротивление активной зоны и только 10% - гидравлическое сопротивление ПГ, где скорость СВТ значительно ниже.

Таким образом, для представленной концепции реакторной установки СВБР-75/100 удельная масса висмута составила около 1100 т/ГВт.

При мощности РУ 100 МВт(э) обеспечивается следующее:

1) продолжительность кампании около 53000 ч (эфф.) на освоенном оксидном урановом топливе (КВА = 0,87);

2) КВА ? 1 в случае использования МОХ-топлива и работы реактора в замкнутом топливном цикле в режиме топливного самообеспечения;

3) КВА ? 1 при применении смешанного нитридного топлива и работе реактора в режиме топливного самообеспечения с запасом реактивности на выгорание меньше в_эфф или работе в режиме расширенного воспроизводства КВА = 1,13 и времени удвоения плутония около 45 лет;

4) продолжительность кампании около 80000 ч (эфф.) при использовании уранового нитридного топлива (с запасом реактивности на выгорание меньше в_эфф);

5) полное заводское изготовление реакторного моноблока и высокая серийность производства РУ (что повышает качество работ и снижает стоимость);

6) возможность транспортировки реакторного моноблока железнодорожным, автомобильным или водным транспортом, в том числе с топливом в ядерно- и радиационно-безопасном состоянии благодаря "замораживанию" СВТ в корпусе моноблока (что также удовлетворяет требованиям нераспространения);

7) возможность реновации энергоблока АЭС с заменой реакторных установок через 50-60 лет новыми, что отдаляет на 50 лет необходимость создания замещающих мощностей;

8) значительное снижение затрат на вывод энергоблока из эксплуатации, так как после вывоза моноблока в здании главного корпуса не остается радиоактивных материалов.

Ниже приведены основные характеристики РУ СВБР-75/100:

Номинальная тепловая мощность, МВт	280
Паропроизводительность, т/ч	580
Давление генерируемого насыщенного пара, МПа	9,5
Температура питательной воды, єС	240,9
Расход теплоносителя I контура, кг/с	11760
Температура теплоносителя I контура,єС
выход/вход, єС/єС	482/340
Размеры активной зоны, м
диаметр	1,645
высота	0,9
Количество твэлов, шт.	12114
Количество стержней СУЗ, шт.	37
Средняя энергонапряженность активной зоны, кВт/дм	146
Средняя линейная нагрузка на твэл, кВт/м	Около 24,3
Интервал времени между перегрузками, лет	Около 8
Загрузка топлива (UO2) по урану, масса, кг/обогащение, %	9144/16,1
Количество модулей парогенераторов, шт.	2Ч6
Количество ГЦН, шт.	2
Мощность и напор ГЦН, кВт/МПа	450/0,55
Продолжительность кампании активной зоны, ч (эфф.)	53000
Количество СВТ в I контуре, м	18
Габариты реакторного моноблока, м:
диаметр	4,53
высота	7,55
Масса моноблока с теплоносителем и топливом, т	495

Концепция модульной АЭС на базе реакторных установок СВБР-75/100

Сокращение инвестиционного цикла строительства АЭС, которое обеспечивается модульной структурой АЭС и высокой заводской готовностью поставляемых модулей, имеет важнейшее значение для приближения технико-экономических показателей АЭС к соответствующим показателям парогазовых ТЭС с короткими инвестиционными циклами. Для развитых стран, энергосистемы которых имеют высоковольтные линии электропередачи с большой пропускной способностью, экономически эффективным может оказаться использование модульных энергоблоков большой мощности, поскольку с увеличением мощности экономические показатели будут улучшаться. Максимально возможная мощность энергоблока модульного типа не ограничивается мощностью реактора.

В концептуальном проекте двухблочной АЭС, разработанном сотрудниками ГНЦ РФ-ФЭИ, ФГУП ОКБ "Гидропресс" и ФГУП "Атомэнергопроект", в состав энергоблока входят ядерная паропроизводящая установка (ЯППУ), состоящая из 16 реакторных установок СВБР-75/100 (реакторных модулей), и одна турбоустановка мощностью 1 600 МВт(э).

При выборе мощности энергоблока АЭС учитывалось, что удельные капитальные затраты по реакторному отделению с возрастанием мощности энергоблока будут уменьшаться. Это объясняется тем, что увеличение числа модулей незначительно повышает стоимость оборудования и обеспечивающих систем, размещенных за пределами РУ. Поэтому их вклад в удельные капитальные затраты по реакторному отделению будет уменьшаться, К таким системам и оборудованию относятся устройства для перегрузки топлива, приема СВТ и подачи его в моноблоки при первоначальном заполнении и др.

Модульный принцип построения ЯППУ энергоблока АЭС является наиболее экономически эффективным при использовании реакторов, в которых свойства внутренней самозащищенности от тяжелых аварий реализованы в максимальной степени. Прежде всего, это относится к авариям с потерей теплоносителя типа LOСА, преодоление которых для легководных реакторов требует большого количества систем безопасности, отсутствующих в реакторных установках СВБР-5/100. Это значительно упрощает и сокращает строительно-монтажные работы по реакторному отделению.

Управление ЯППУ осуществляется оператором с блочного щита управления от общего задатчика мощности. При возникновении какой-либо неисправности на одной из РУ эта установка автоматически выводится из рабочего режима и расхолаживается автономно от турбоустановки.

Модульная структура ЯППУ энергоблока при большой продолжительности работы реактора без перегрузки топлива позволяет обеспечить коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) не менее 90%. Перегрузка топлива осуществляется поочередно, поэтому мощность энергоблока снижается незначительно.

Лицензирование строительства энергоблока большой мощности модульного типа существенно упрощается в случае сооружения одной опытно-промышленной реакторной установки или головного модульного энергоблока малой мощности с соответствующей сертификацией РУ. Их сооружение из-за малой мощности не требует значительных затрат.

Концепция обеспечения безопасности

Природные свойства свинца и висмута, физические особенности БР в сочетании с интегральной (моноблочной) компоновкой всего оборудования I контура позволили детерминистически исключить возможность возникновения ряда тяжелых аварий.

Вскипание теплоносителя в таком реакторе невозможно, что повышает надежность теплоотвода от активной зоны и безопасность из-за отсутствия явления кризиса теплообмена. Низкое давление в I контуре дает возможность уменьшить толщину стенок корпуса моноблока и снизить ограничения на скорость изменения температуры теплоносителя по условиям термоциклической прочности.

Свинцово-висмутовый теплоноситель слабо взаимодействует с водой и воздухом. Аварийные процессы, вызванные потерей герметичности контура и межконтурными течами ПГ, происходят без выделения водорода и каких-либо экзотермических реакций. В составе РУ отсутствуют материалы, выделяющие водород в результате термического и радиационного воздействий и химических реакций с теплоносителем. Все это исключает возможность возникновения химических взрывов и пожаров по внутренним причинам.

В случае отказа всех систем расхолаживания и при полном обесточивании энергоблока (постулированная авария) сохранение целостности активной зоны и корпуса моноблока полностью обеспечивается пассивным путем благодаря аккумулированию тепла внутриреакторными конструкциями и теплоносителем и его отводу через корпус моноблока к водяному баку СПОТ. Период невмешательства, определяемый длительностью испарения воды из последнего, составляет около 5 сут.

На рис. 1.1 приведена схема отвода тепла к баку СПОТ.



Рис. 1. Схема отвода тепла к баку СПОТ

1 - осушенный парогенератор; 2 - защитный газ; 3 - защитная пробка; 4 - активная зона; 5 - бак СПОТ; 6 - основной корпус; 7 - страховочный корпус; 8 - главный циркуляционный насос (привод обесточен)

Исключительно простая схема РУ СВБР-75/100 и отсутствие многих систем безопасности (необходимых в традиционных АЭС), обусловленное развитыми свойствами самозащищенности, резко снижают вероятность ошибок персонала, последствия которых не влияют на безопасность, а могут привести лишь к экономическим потерям из-за необходимости проведения внепланового ремонта.

Безопасность РУ не связана с состоянием оборудования и систем турбоустановки. Перевод реактора в подкритическое состояние и отвод тепла в бак СПОТ осуществляются пассивным путем и не зависят от действий персонала (правильных или ошибочных).

Возможность разгона реактора на мгновенных нейтронах в случае несанкционированного ввода положительной реактивности при постулированном отказе всех приводов аварийной защиты исключается специальным алгоритмом управления компенсирующими стержнями, заложенным в систему автоматического управления: при работе реактора на номинальной мощности в течение определенного периода времени (около 4 мес.) запас реактивности, которым может управлять оператор, значительно меньше в_эфф. При этом остальные компенсирующие стержни отключены от системы управления. Кроме того, эффективность любого стержня значительно ниже в_эфф, а скорость перемещения поглощающих стержней, извлекаемых последовательно, технически ограничена. Поэтому вводимая положительная реактивность успевает компенсироваться обратными связями без опасного повышения температуры активной зоны.

Для случая несрабатывания аварийной защиты из-за сверхнормативных воздействий (например, деформации сервоприводов) предусмотрены плавкие замки, соединяющие стержень со штангой привода. При достижении температуры теплоносителя более 700 єС стержни аварийной защиты, размещенные в газонаполненных гильзах, отделяются от штанг и падают в активную зону под действием силы тяжести.

Полный пустотный эффект реактивности реактора для различных топливных загрузок отрицателен, а локальный положительный пустотный эффект реактивности активной зоны меньше в_Эфф и не может реализоваться вследствие очень высокой температуры закипания теплоносителя и отсутствия возможности появления пузырей газа или пара в больших количествах.

Необходимо отметить, что низкие значения объемной доли СВТ (25-30%) в активной зоне ("тесная" решетка твэлов) и его удельной массы, как показывают расчеты, не ухудшают характеристик безопасности РУ СВБР-75/100 не только при остановке главного Циркуляционного насоса и межконтурной неплотности трубной системы ПГ, но и при несанкционированном вводе положительной реактивности. Последнее объясняется довольно сильной отрицательной обратной связью, характерной для реакторов малой мощности, и небольшим запаздыванием ее составляющей по температуре теплоносителя на входе в активную зону (расширение нижней решетки) в совокупности с хорошей теплоаккумулирующей способностью моноблока.

Занос воды или пара в активную зону при большой течи ПГ, при которой в корпусе моноблока возникает соответствующее давление, исключается схемой циркуляции СВТ. В этом случае пузыри пара восходящим потоком теплоносителя выбрасываются на его свободный уровень, откуда пар поступает в конденсаторы газовой системы, а при их постулированном отказе - через разрывные мембраны в барботер, в качестве которого используется бак СПОТ.

Дополнительными барьерами системы безопасности служат отдельные бетонные боксы реакторных установок (конфайнменты), ограничивающие выброс радиоактивности в центральный реакторный зал, и защитная оболочка центрального зала над всеми РУ, основным назначением которой является защита от внешних воздействий. В реакторных установках с СВТ радиоактивные выбросы высокого давления при аварийной разгерметизации I контура, которые возможны у легководных реакторов, отсутствуют. Поэтому не требуется рассчитывать контейнмент энергоблока и помещения РУ на воздействие внутреннего давления.

Полученные результаты позволяют сделать вывод о том, что уровень безопасности СВБР-75/100 выше, чем у легководных реакторов и натриевых БР, и может быть продемонстрирован на практике в процессе опытной эксплуатации РУ СВБР-75/100 с имитацией в контролируемых условиях всех возможных исходных событий и их наложений.

Исключительно высокий потенциал безопасности, присущий РУ рассматриваемого типа, как показывают расчеты, обусловлен тем, что даже при постулированном наложении таких исходных событий, как разрушение защитной оболочки, повреждение перекрытия бокса реакторной установки и крупная разгерметизация газовой системы I контура с прямым контактом зеркала СВТ в корпусе моноблока с атмосферным воздухом, не происходят ни разгона реактора, ни его взрыва, ни пожара, а уровень выброса радиоактивности ниже того уровня, при котором требуется эвакуация населения прилегающих территорий.

Топливный цикл, обращение с ОЯТ и долгоживущими радиоактивными отходами

При существующих низких ценах на уран и его обогащение экономически оправданным для РУ СВБР-75/100 является использование оксидного уранового топлива с отлаженной переработкой и хранением ОЯТ на площадке АЭС. Длительность этапа использования уранового топлива зависит от наличия доступных ресурсов дешевого урана и масштабов ядерной энергетики. В любом случае по реалистическому сценарию ее развития имеющихся запасов урана хватит до 2050 г. Можно ожидать, что цены на природный газ на внутреннем рынке будут расти быстрее, чем на природный уран. Это обеспечит конкурентоспособность АЭС даже при значительном повышении стоимости последнего (из-за различной структуры себестоимости электроэнергии на АЭС и ТЭС).

Основным направлением улучшения экономических показателей топливного цикла на этом этапе будет увеличение длительности кампании (глубины выгорания топлива) по мере накопления опыта по работоспособности элементов активной зоны. Далее экономически целесообразным будет переход к этапу, на котором осуществляются переработка собственного ОЯТ и замыкание ЯТЦ по урану с выделением плутония, младших актинидов, осколков деления и их последующее хранение. Длительность этого этапа при переходе на нитрид урана может увеличиться.

В будущем необходим переход на полностью замкнутый ЯТЦ. Сроки такого перехода зависят от того, когда будет создана отработанная в промышленном масштабе экономически эффективная технология переработки ОЯТ, которая будет приемлема как с точки зрения минимизации радиоактивных отходов, так и нераспространения делящихся материалов.

Переход к замкнутому ЯТЦ для реакторов СВБР-75/100 позволит экономически эффективно использовать отработанное топливо легководных реакторов как топливо подпитки вместо отвального урана. В свежем топливе для реактора СВБР-75/100, работающего в замкнутом ЯТЦ, ОЯТ легководных реакторов составит около 10-12%, а доля плутония в последнем не превысит 1%, поэтому влияние изотопного состава плутония, в ОЯТ легководных реакторов на изотопный состав свежего топлива для реактора СВБР-75/ 100 становится пренебрежимо малым.

Таким образом, использование РУ СВБР-75/100 позволит в будущем построить принципиально новую стратегию замкнутого ЯТЦ, в котором не требуется дорогостоящая переработка ОЯТ легководных реакторов для выделения из него всего лишь 1% плутония для снабжения топливом БР.

Гибкость РУ СВБР-75/100 по отношению к технологиям топливного цикла реализуется по принципу: "Работать на том виде топлива, которое является наиболее эффективным". Это дает возможность отложить создание специализированного предприятия топливного цикла на несколько десятилетий после пуска первого энергоблока АЭС с такими реакторами. Например, после ввода около 10 ГВт(э) мощностей на базе РУ СВБР-75/100 и возмещения затрат на строительство АЭС часть прибыли может быть направлена на организацию промышленного производства по переработке ОЯТ и изготовлению тепловыделяющих сборок (ТВС) из МОХ-топлива.

После создания такого производства стоимость активной зоны будет определяться только текущими эксплуатационными расходами на переработку ОЯТ и изготовление ТВС. Если в основу этого производства положить разработки ГНЦ РФ-НИИАР по пироэлектро-химической переработке ОЯТ в расплавах хлоридов, то топливные затраты в стоимости одной активной зоны для реактора СВБР-75/100 будут даже меньше, чем для базового варианта на оксидном урановом топливе. Это позволит существенно повысить конкурентоспособность АЭС. Такой подход к сооружению мощностей по переработке ОЯТ и изготовлению ТВС предполагает, что владелец энергоблоков АЭС является и собственником предприятия топливного цикла.

Хранение ОЯТ до его переработки предполагается осуществлять следующим образом. После извлечения отработавшей ТВС из реактора она устанавливается в пенал с предварительно нагретым в электропечи выше точки плавления свинцом. Далее пенал герметизируется и транспортируется в "сухое" хранилище ОЯТ с естественным воздушным охлаждением. При этом свинец в пенале постепенно затвердевает.

Таким образом, на пути выхода радиоактивности в, окружающую среду формируются четыре барьера: топливная матрица, оболочка твэлов, затвердевший свинец и корпус пенала. Твердый свинец, контактирующий со стальной оболочкой твэла, практически исключает какое-либо коррозионное взаимодействие.

При переработке ОЯТ предполагается, что выделенные продукты деления остекловываются и после необходимой выдержки в специальных контейнерах, имеющих многобарьерную защиту, направляются для окончательного захоронения в глубоких геологических формациях. Младшие актиниды (кроме кюрия) от плутония не отделяются и используются в реакторе в качестве топливной компоненты. Кюрий выделяется и направляется во временное хранилище (репозитарий) для выдержки в течение 100-150 лет, после которой все изотопы кюрия (кроме кюрия-245) превращаются в изотопы плутония. После указанной выдержки эта изотопная смесь возвращается в реактор для дожигания.

Возможные области применения реакторных установок СВБР-75/100

Высокие технико-экономические показатели РУ СВБР-75/100, возможность транспортировки реакторного моноблока по железным дорогам, а также свойства внутренне присущей безопасности РУ создают условия для их многоцелевого применения при запуске в серийное производство (рис. 1.4).

Прежде всего, эти РУ можно использовать при реновации энергоблоков АЭС с легководными реакторами, исчерпавшими срок службы, путем размещения необходимого количества РУ СВБР-75/100 в освобождаемых помещениях ПГ и ГЦН, Результаты технико-экономических исследований реновации энергоблоков №2, 3, 4 Нововоронежской АЭС на базе РУ СВБР-75 показали, что ее осуществление в 2 раза снижает удельные капитальные затраты по сравнению со строительством новых замещающих мощностей.

Рис. 2. Многоцелевое применение реакторной установки СВБР-75/100

Кроме того, использование РУ СВБР-75/100 возможно при строительстве региональных АТЭЦ мощностью 200-600 МВт(э), требующих размещения в непосредственной близости от городов. Для стран, имеющих крупные энергосистемы, целесообразно сооружение модульных АЭС большой мощности.

Экспортные возможности могут быть реализованы путем сдачи в аренду транспортабельного реакторного энергоблока, обеспечивающего паром энергокомплексы для производства электроэнергии, тепла и пресной воды. Требования по нераспространению делящихся материалов в этом случае обеспечиваются использованием урана с обогащением ниже 20% и отсутствием перегрузок топлива в стране-пользователе. Для перегрузки топлива реакторный энергоблок транспортируется (раз в 10 лет) в страну-поставщик в ядерно- и радиационно-безопасном состоянии, что достигается путем "замораживания" СВТ в корпусе моноблока вместе с активной зоной.

2. Использование ГТУ для резервирования собственных нужд АЭС

реактор ядерный энергетика газотурбинный

Обеспечение безопасной работы АЭС - это одна из важнейших задач в атомной энергетике. Ее осуществление должно базироваться на применении энергоблоков с высокими показателями безопасности и экономичности.

Перспективные энергоблоки АЭС нового поколения с реакторной установкой ВВЭР-1000/В-392 (АЭС-92) имеют повышенный уровень безопасности, что позволяет существенно снизить общий риск возникновения радиационно опасных аварий. Количественная оценка безопасности АЭС показала, что для нового реактора В-392 вероятность (частота) повреждения активной зоны и предельных аварийных выбросов от 18 групп внутренних исходных событий снижена примерно в 350 раз по сравнению с аналогичным показателем для энергоблоков с реакторной установкой В-320.

Вероятностный анализ безопасности реакторов В-320, выполненный специалистами института "Атомэнергопроект", выявил, что наибольший вклад в суммарную частоту повреждения активной зоны вносят следующие исходные события: обесточивание (51,6%), нарушение нормального отвода тепла в конденсаторах (28,8%), средняя (9,5%) и малая (4,7%) течи из I контура. Для реакторов нового поколения вклад обесточивания энергоблока в суммарную частоту повреждения активной зоны значительно снижен и составляет 14,2%. Однако это остается одной из основных причин возможного повреждения активной зоны реактора, поэтому главная задача системы резервирования собственных нужд электростанции - обеспечить расхолаживание активной зоны реактора при нарушениях питания собственных нужд в аварийных ситуациях.

При полном обесточивании АЭС переходит на аварийное расхолаживание реакторных установок с использованием питания от дизель-генераторов (ДГ). При этом насосы циркуляционной технической воды теряют питание, что приводит к повышению давления во II контуре, срабатыванию быстродействующей редукционной установки (БРУ-А) и предохранительных клапанов парогенератора (сброс пара в конденсаторы турбин в данном случае не допускается). Выброс пара через БРУ-А вызывает потери теплоносителя и может способствовать появлению дополнительных отказов, приводящих к аварии.

При обесточивании необходимо обеспечить надежную работу каналов безопасности, в противном случае появляется риск возникновения аварий с повреждением активной зоны. Существующая трехканальная система аварийного расхолаживания энергоблоков ВВЭР-1000 обеспечивается независимым питанием каждого из каналов от своего ДГ.

Для повышения надежности электроснабжения собственных нужд АЭС в аварийных ситуациях предлагается устанавливать дополнительный общестанционного дизель-генератор (ОДГ), что снижает вероятность отказа системы собственных нужд.

В последнее время во всем мире для покрытия пиковых нагрузок энергосистем широко применяются ГТУ. Они имеют высокие показатели маневренности, надежности, небольшое время запуска и относительно высокий КПД.

Повысить надежность функционирования каналов безопасности можно путем установки на АЭС газотурбинных установок, постоянно находящихся в работе. Это наряду с резервированием собственных нужд АЭС может обеспечивать и покрытие пиковых нагрузок энергосистемы. Кроме того, существенно упрощается аварийная схема расхолаживания реактора, решаются вопросы электропитания конденсатных и циркуляционных насосов и соответственно сброса и конденсации пара в конденсаторах турбин.

Для оценки надежности электроснабжения собственных нужд АЭС рассматривается схема при совместном резервировании ГТУ и дизель-генераторами (рис. 3). При внешнем обесточивании атомной электростанции ГТУ автоматически переходит на электроснабжение собственных нужд станции, а в случае ее отказа в работу включаются каналы аварийного расхолаживания с дизель-генераторами.

Рис. 3. Упрощенная электрическая схема аварийного расхолаживания энергоблока АЭС с реактором ВВЭР-1000 с установкой газовой турбины

1 - трансформатор; 2 - электрогенератор; 3 - паровая турбина; 4 - газовая турбина; 5 - камера сгорания; 6 - компрессор; 7 - трансформатор собственных нужд; 8 - ДГ

Далее предложенная схема анализируется с точки зрения обеспечения безопасности и надежности в целом. Для оценки вероятности повреждения активной зоны реактора составлены графы состояний системы аварийного расхолаживания реактора, включающей в себя три канала с ДГ, дополнительный ОДГ, а также одну (рис. 4), две или три ГТУ.



Рис. 4. Граф состояний для системы электроснабжения собственных нужд АЭС (вариант 3 ДГ + 1 ГТУ)

0 - отсутствие нарушений связи с системой; 1 - потеря внешних источников электроэнергии, выполнение функций ГТУ; 2 - отказ ГТУ; 3 - отказ одного ДГ; 4 - отказ двух ДГ; 5 - отказ всех резервных каналов с потерей электроснабжения (отказ системы аварийного электроснабжения); л_с, л_гту, л_дг, м_с, м_гту, м_дг - интенсивности отказа и восстановления функционирования системы, ГТУ ДГ; , , - вероятность незапуска одного, двух из двух и трех из трех ДГ

Результаты расчетов для различных вариантов резервирования собственных нужд АЭС представлены в табл. 2.1. Совместное использование постоянно действующей ГТУ и резервных ДГ позволяет повысить надежность электроснабжения собственных нужд АЭС на 2-5 порядков по сравнению с традиционным резервированием с тремя ДГ.

Таблица 1. - Результаты расчетов для различных вариантов резервирования собственных нужд

Вариант	Вероятность отказа системы аварийного электроснабжения АЭС	Интенсивность повреждения активной зоны, 1/(реактор·год)
3 ДГ	7,18-10-8	1,05-10-5
3 ДГ + ОДГ	1,47-10-9	1,92-10-7
3 ДГ + 1 ГТУ	1,03-10-9	1,45-10-7
3 ДГ + 2 ГТУ	1,47-10-11	2,57-10-9
ЗДГ + ЗГТУ	2,09-10-13	3,67-10-11



Минимальную мощность постоянно действующей ГТУ на АЭС можно выбрать исходя из следующего. Единичная мощность аварийного ДГ для энергоблока ВВЭР-1000 составляет 5,6 МВт, а при кратковременных перегрузках - 6 МВт. Следовательно, минимальную мощность ГТУ можно принять равной 6 МВт, и расхолаживание будет осуществляться по аварийной схеме.

Для расхолаживания реактора без потери рабочего тела через предохранительные клапаны II контура с конденсацией пара в конденсаторе турбины необходимо оставить в работе электронасос питательной воды, циркуляционный насос технической воды и конденсатные насосы. В этом случае мощность собственных нужд в данном режиме для энергоблока ВВЭР-1000 будет равна приблизительно 11 МВт.

В соответствии с методологией оценки инвестиционных проектов рассчитаны показатели экономической эффективности различных мероприятий по повышению надежности резервирования собственных нужд АЭС. При этом учитывались следующие составляющие: снижение риска от тяжелых аварий при повышении надежности резервирования собственных нужд, изменение отпущенной электроэнергии в энергосистему от АЭС и ГТУ, единовременные и текущие дополнительные затраты на реализацию мероприятий по повышению безопасности АЭС и траты на органическое топливо для постоянно действующей ГТУ.

Снижение возможного риска от аварии при повышении надежности собственных нужд по сравнению с базовым вариантом определялось по выражению:

,

где , - интенсивности запроектных аварий в базовом варианте и при реализации какого-либо мероприятия;

- возможный ущерб от запроектной аварии на АЭС.

Для выявления наиболее эффективных мероприятий по повышению надежности электропитания собственных нужд рассмотрены следующие варианты.

Вариант 3 ДГ. Традиционная базовая схема аварийного электроснабжения АЭС с тремя ДГ в качестве аварийных источников.

Вариант 3 ДГ + ОДГ. Дополнительно к базовой схеме устанавливается один ОДГ с подачей напряжения на секцию 6,3 кВ.

Вариант 3 ДГ + 1ГТУ. Дополнительно к базовой схеме устанавливается одна постоянно действующая ГТУ

Вариант 3 ДГ + 2 ГТУ. Дополнительно к базовой схеме устанавливаются две ГТУ.

Вариант 3 ДГ + 3 ГТУ. Дополнительно к базовой схеме устанавливаются три ГТУ.

В рассматриваемых вариантах ОДГ или постоянно действующие ГТУ на АЭС являются резервными источниками электроэнергии для всех энергоблоков.

Таблица 2. - Результаты расчетов эффективности внедрения различных мероприятий по повышению надежности резервирования собственных нужд АЭС

Показатель	Вариант
	3ДГ	3 ДГ + ОДГ	3 ДГ + 1 ГТУ	3 ДГ + 2 ГТУ	3 ДГ + 3 ГТУ
1	2	3	4	5	6
С подогревом химически обессоленной водой
Мощность постоянно действующей ГТУ (ГТУ-6) на АЭС, МВт	-	-	6	12	18
Использование пиковой мощности ГТУ, ч/год	-	-	2000	2000	2000
Удельный расход топлива на ГТУ, кг * /(кВт ·ч)	-	-	0,707	0,627	0,625
Прирост мощности на турбоагрегате АЭС, МВт	-	-	2,3	4,6	6,9
Капитальные вложения в мероприятие, млн. дол.	-	5,4	2,8	5,2	7,6
Замещаемая пиковая мощность в энергосистеме (ГТУ НК-37-1), МВт	24,9	24,9	16,6	8,3	-
Удельный расход топлива на замещаемой ГТУ, кг* / (кВт·ч)	0,339	0,339	0,339	0,330	-
Суммарные капитальные вложения**, млн. дол.	7,47	12,87	7,78	7,69	7,6
Чистый дисконтированный доход, млн. дол.:
минимальная цена топлива	20,342	57,380	61,307	60,157	58,424
максимальная цена топлива	18,494	55,532	59,147	57,685	55,639
Индекс доходности, дол/дол.:
минимальная цена топлива	3,28	5,01	7,65	7,61	7,49
максимальная цена топлива	3,07	4,88	7,42	7,33	7,18
Снижение удельного риска вследствие реализации мероприятия, дол/дол	-	7,95	15,41	8,41	5,76
С подогревом питательной воды
Мощность постоянно действующей ГТУ (ГТУ-45У) на АЭС, МВт	-	-	42	84	126
Использование пиковой мощности ГТУ, ч/год	-	-	5000	5000	5000
Удельный расход топлива на ГТУ, кг * /(кВт ·ч)	-	-	0,379	0,379	0,379
Прирост мощности на турбоагрегате АЭС, МВт	-	-	12,7	25,4	38,1
Капитальные вложения в мероприятие, млн. дол.	-	5,4	17,2	34	50,8
Замещаемая пиковая мощность в энергосистеме (ПГУ-450), МВт	164,1	164,1	109,4	54,7	-
Удельный расход топлива на замещаемой ПГУ, кг* /(кВт·ч)	0,262	0,262	0,262	0,262	-
Суммарные капитальные вложения**, млн. дол.	82,5	82,05	71,09	61,35	50,8
Чистый дисконтированный доход, млн. дол.:
минимальная цена топлива	87,82	124,85	140,72	151,51	161,71
максимальная цена топлива	64,29	101,33	116,33	126,25	135,58
Индекс доходности, дол/дол.:
минимальная цена топлива	1,90	2,21	2,64	3,07	3,67
максимальная цена топлива	1,66	1,98	2,36	3,07	3,67
Снижение удельного риска вследствие реализации мероприятия, дол/дол	-	7,95	2,51	1,29	0,86

* В пересчете на условное топливо

** Приведенные к равному энергетическому эффекту

Комбинирование АЭС с постоянно действующей ГТУ позволяет не только повысить надежность электроснабжения собственных нужд АЭС в аварийных ситуациях, но и увеличить мощность энергоблоков благодаря утилизации тепла продуктов сгорания ГТУ (табл. 2.2).

Использование продуктов сгорания ГТУ для подогрева питательной воды на АЭС повышает паропроизводительность парогенераторов и увеличивает мощность паровой турбины на 1-16 МВт при комбинировании с газовыми турбинами единичной мощностью 6-70 МВт. При использовании тепла отработавших газов ГТУ для подогрева химически очищенной воды на АЭС с четырьмя энергоблоками ВВЭР-1000 прирост мощности паровой турбины может составить 6-7 МВт. В рассматриваемых вариантах предлагается устанавливать ГТУ-6 (КПД = 23,5%) и ГТУ-45У (КПД = 34,5%), которые могут использоваться в пиковом и полупиковом режимах. Все варианты приведены к равному энергетическому эффекту путем размещения в энергосистеме замещаемой современной высокоэкономичной пиковой или полупиковой мощности.

В качестве исходной информации для оценки эффективности мероприятий по повышению надежности электропитания собственных нужд АЭС служат показатели риска возникновения запроектных аварий для различных вариантов обеспечения собственных нужд АЭС, капитальные вложения в мероприятия, технико-экономические показатели работы постоянно действующих ГТУ и замещаемой мощности в энергосистеме, динамика стоимости топлива для ГТУ, тарифы на электроэнергию за рассматриваемый расчетный срок и др.

Ущерб от запроектной аварий на АЭС в расчетах принят равным 100 млрд. дол. (размер компенсации за ядерный ущерб по Венской конвенции о гражданской ответственности, подписанной Россией, составляет около 60 млрд. дол. за один ядерный инцидент; ущерб от Чернобыльской аварии оценивается 500 млрд. дол.).

Капитальные вложения в установку ОДГ в аварийной системе электроснабжения энергоблока составляют примерно 5 млн. дол., удельные капитальные вложения в ГТУ на АЭС приняты равными 400 дол/кВт, в пиковую замещаемую мощность 300 и полупиковую 500 дол/кВт, капитальные вложения в перекоммутацию канала на соседний энергоблок - 100 тыс. дол. Причем, рассматривался один ОДГ или одна постоянно действующая ГТУ для всей АЭС.

В качестве замещаемой мощности принималось наиболее эффективное парогазовое оборудование: для пиковой мощности - ГТУ НК-37-1 (КПД = 37,3%), для полупиковой - ПГУ-450(КПД = 50%). Технико-экономические показатели ГТУ принимались по данным.

Удельные расходы топлива на производство электроэнергии пиковой постоянно действующей ГТУ для варианта 3 ДГ + 1 ГТУ принимались для условий, когда установка 6 ч в сутки работает с полной нагрузкой (покрывает максимум нагрузки), а в часы провала нагрузки разгружается на 50%. Вторая и третья пиковые ГТУ в вариантах 3 ДГ + 2 ГТУ и 3 ДГ + 3 ГТУ работают с двумя пусками и остановами в течение суток.

Динамика стоимости топлива и тарифов на электроэнергию на долгосрочную перспективу принималась по данным. Внутренние цены на природный газ за 20 лет возрастут от 60-66 до 89-123 дол/т условного топлива, ядерного топлива - от 13-15 до 17-23 дол/т условного топлива, тариф на электроэнергию увеличится от 3,9 до 5,5 цент/(кВт·ч).

Оценка экономической эффективности от внедрения различных мероприятий по повышению надежности электроснабжения собственных нужд проводилась применительно к АЭС с четырьмя энергоблоками ВВЭР-1000 для 30-летнего периода эксплуатации (см. табл. 2). Увеличение расчетного периода не влияет на результаты сравнения эффективности рассматриваемых вариантов.

Анализ полученных данных показал следующее:

- при размещении на АЭС небольших постоянно действующих пиковых ГТУ с утилизацией тепла для подогрева химически обессоленной воды наиболее эффективным является вариант 3 ДГ + 1 ГТУ, для которого снижение удельного риска (на 1 дол. капитальных вложений в мероприятие по повышению надежности резервирования собственных нужд) самое большое по сравнению с другими вариантами; установка второй и третьей ГТУ (варианты 3 ДГ + 2 ГТУ и 3 ДГ + 3 ГП менее эффективна из-за высоких топливных затрат относительно малого прироста мощности на АЭС;

- совместное использование ДГ и полупиковых ГТУ утилизацией тепла для подогрева питательной воды оказывается наиболее эффективным по всем рассмотренным критериям; при этом целесообразно использовать вариант 3 ДГ + 3 ГТУ (см. табл. 2) (экономический эффект в этом случае в значительной степени обусловлен утилизацией тепла продуктов сгорания ГТУ для подогрева питательной воды и приростом мощности пар вой турбины энергоблока). Вариант ЗДГ + ОДГ менее эффективен из-за более высокого риска возникновения аварии и больших удельных капитальных вложений общестанционный дизель-генератор.

Проведенное исследование показало, что использование постоянно действующих ГТУ, расположенных территории АЭС, позволяет экономически эффективно обеспечить надежное резервирование собственных нужд при отключении от энергосистемы.



Заключение

На основании вышерассмотренных способов развития ядерной энергетики можно сделать следующие выводы.

1. Применение СВБР.

1) Модульная структура ЯППУ энергоблока позволяет сократить срок строительства АЭС и перейти в будущем к типовому проектированию энергоблоков различной мощности на базе серийно выпускаемых стандартных модулей, обладающих всеми свойствами внутренне присущей безопасности. Это обеспечит конкурентоспособность АЭС не только на рынке электроэнергии, но и на рынке инвестиций. Такие энергоблоки могут найти применение в развитых и развивающихся странах.

2) Реактор СВБР-75/100 может использовать различные виды топлива и работать в разных топливных циклах, наиболее экономически целесообразных для данного этапа развития ядерной энергетики. При работе в замкнутом ЯТЦ реактор может функционировать в режиме топливного самообеспечения или с небольшим бридингом. В качестве топлива подпитки может непосредственно утилизироваться ОЯТ тепловых реакторов.

3) Реакторная установка СВБР-75/100, удовлетворяющая требованиям реакторных систем XXI в., может стать основой для организация международного проекта.

2. Использование ГТУ для резервирования собственных нужд АЭС.

Проведенное исследование показало, что использование постоянно действующих ГТУ, расположенных территории АЭС, позволяет экономически эффективно обеспечить надежное резервирование собственных нужд при отключении от энергосистемы.



Список использованной литературы

1. Асмолов В.Г. Российская ядерная энергетика сегодня и завтра. - Теплоэнергетика, 2007, №5.

2. Зродников А.В., Тошинский Г.И., Григорьев О.Г. и др. Модульные многоцелевые свинцово-висмутовые быстрые реакторы для ядерной энергетики. - Теплоэнергетика, 2006, №1.

3. Аминов Р.З., Батенин В.М., Ипатов П.Л. и др. Использование газотурбинных установок для резервирования собственных нужд АЭС. - Теплоэнергетика, 2006, №12.

4. http://ru.wikipedia.org.

Размещено на Allbest.ru