В настоящее время развитие вычислительных систем испытывает третий кризис программного обеспечения. Первый кризис разразился в 60-70е годы прошлого века, когда программирование в машинных кодах и на языке ассемблера вошло в противоречие с возросшей производительностью компьютеров. Выходом стало появление языков высокого уровня. Второй кризис пришелся на 80-90е годы. Создание и поддержка сложных и надежных программных комплексов, содержащих несколько миллионов строк кода, написанных сотнями программистов, потребовали развития объектно-ориентированных языков и разработки инструментария для поддержки больших программных проектов. Третий кризис связан с невозможностью дальнейшего экстенсивного развития hardware и переходом к многоядерным архитектурам. Адекватного ответа на возникший кризис до сих пор не найдено. Одним из способов его преодоления является разработка параллельных программ.
Для разработки параллельных программ существует два принципиально разных подхода. Первый из них заключается в создании новых алгоритмов, которые будучи не эффективными на стандартных последовательных архитектурах позволяют получить при решении возникающих задач значительной эффективности на архитектурах параллельных. Второй подход — это попытка адаптации хорошо исследованных последовательных алгоритмов для новых архитектур.

Так как правительство является собственником на патенты НИИ ВТР, и так же мы можем определять пусть исследований,то сюда прошу представителей РОСАТОМа писать заявки на то,что им действительно нужно для улучшения производства и его оптимизации.

Свободные инженеры, а также те, кого не устраивает нынешнее место работы!

Приглашаем Вас на работу в НИИ ВВЭР. У нас хорошая заработная плата (з/п договорная, существует система премирования) возможность развивать свои способности и проявить изобретательские таланты!

Возможны выезды на международные конференции и встречи с Правительством, где Вы будете иметь возможность показать свои знания в области атомной техники и реакторостроения.

Все виды обучения (повышения квалификации), а также проведение лабораторных экспериментов и разработок за счет Института.

Желающие, подпишитесь под этим постом.

Обращаться в НИИ ВВЭР (ауд. В-109) Анастасия №1157

Утверждены

Постановлением

 Федеральной службы

 по экологическому,

 технологическому

и атомному надзору

от 31 декабря 2004 г

. №11

Правила ядерной безопасности исследовательских реакторов

НП-009-04

Введены в действие

 с 1 июля 2005 г

Москва 2004

Настоящие федеральные нормы и правила устанавливают требования к обеспечению ядерной безопасности при проектировании, сооружении и эксплуатации исследовательских реакторов.

Нормативный документ разработан с учетом требований федеральных норм и правил в области использования атомной энергии, в том числе Общих положений обеспечения безопасности исследовательских ядерных установок и отражает  ofрекомендации МАГАТЭ, изложенные в Safety Reguirements of the Research Reactors,Draft Safety Reguirements to supersede SS 35-S1 and 35-S2,Statys; Review CSS. IAEA, Venna 2003.

Нормативный документ выпускается взамен Правил ядерной безопасности исследовательских реакторов НП-009-98 (ПБЯ ИР-98).

Зарегистрирован в Минюсте России 8 февраля 2005 г., регистрационный № 6314

▪ Нормативный документ подготовлен в НТЦ ЯРБ при участии специалистов Ростехнадзора, Росатома, МИФИ, ОНИ ПИЯф им. Константинова, ФГУ РНЦ «Курчатовский институт», ФГУП « ГНЦ РФ НИИАР», ФГУП ГНЦ РФ «ФЗИ», ФГУП НИКИЭТ, ФГУП НИИП

СОДЕРЖАНИЕ

1. Термины и определения

2. Общие положения

3. Требования к проекту исследовательского реактора, направленные на обеспечение ядерной безопасности

3.1. Общие требования

3.2. Активная зона и системы нормальной эксплуатации, важные для безопасности

3.2.1. Активная зона и элементы ее конструкции

3.2.2. Экспериментальные устройства

3.2.3. Система охлаждения активной зоны (первый контур)

3.2.4. Управляющие системы нормальной эксплуатации

3.3. Защитные системы безопасности

3.3.1. Аварийная защита и другие системы останова

3.3.2. Система аварийного расхолаживания активной зоны

3.4. Управляющие системы безопасности

4. Обеспечение ядерной безопасности при вводе в эксплуатацию и при эксплуатации исследовательского реактора

4.1. Общие требования

4.2. Ввод в эксплуатацию исследовательского реактора

4.2.1. Физический пуск

4.2.2. Энергетический пуск

4.3. Эксплуатация исследовательского реактора

4.3.1. Режим работы на мощности

4.3.2. Режим временного останова

4.3.3. Режим длительного останова

4.3.4. Режим окончательного останова

4.4. Обращение с ядерными материалами

5. Контроль соблюдения Правил

Приложение 1 Рекомендуемый перечень основной документации исследовательского реактора, касающейся обеспечения ядерной безопасности

Приложение 2 Рекомендуемая форма паспорта исследовательского реактора

Перечень сокращений.

АЗ –аварийная защита

АР – автоматический регулятор

ИР – исследовательский ядерный реактор (исследовательская реакторная установка)

КР компенсатор реактивности (компенсирующий орган)

К_эфф – эффективный коэффициент размножения нейтронов

ООБ – отчет по обоснованию безопасности

РО – рабочий орган

РР – ручной регулятор

СУЗ – система управления и защиты

ß_эфф – эффективная доля запаздывающих нейтронов

1. Термины и определения

В настоящем документе используются следующие термины и определения: 

1. Авария на исследовательском реакторе (далее - ИР) - нарушение нормальной эксплуатации ИР, при котором произошел выход радиоактивных веществ и (или) ионизирующего излучения за предусмотренные проектом для нормальной эксплуатации границы в количествах, превышающих установленные пределы безопасной эксплуатации. Авария характеризуется исходным событием, путями протекания и последствиями.

2. Авария ядерная на ИР - авария, вызванная:

▪ потерей контроля и управления самоподдерживающейся цепной ядерной реакцией деления в активной зоне реактора;

▪ образованием критической массы при обращении с ядерными материалами вне реактора;

▪ нарушением теплоотвода или другими причинами, приведшими к повреждению твэлов сверх пределов, установленных проектом для нормальной эксплуатации.

3. Аварийная защита (далее - AЗ) ИР - защитная система безопасности, предназначенная для аварийного останова ИР, включающая в себя рабочие органы аварийной защиты и исполнительные механизмы, обеспечивающие изменение их положения или состояния.

4. Взвод рабочих органов системы управления и защиты и других средств воздействия на реактивность - изменение положения (состояния) рабочих органов системы управления и защиты и других средств воздействия на реактивность, которое приводит к вводу положительной реактивности.

5. Загрузочные устройства ИР - транспортно-технологическое оборудование, механизмы и устройства, используемые для загрузки (перегрузки) в активную зону реактора ядерного топлива и установки (извлечения) экспериментальных устройств.

6. Запас реактивности ИР - положительная реактивность, которая может быть реализована в реакторе при взводе на максимальную эффективность всех рабочих органов системы управления и защиты и других средств воздействия на реактивность, включая дистанционно перемещаемые экспериментальные устройства.

7. Канал контроля - совокупность датчика (датчиков), линии передачи и средств обработки сигнала и отображения информации, предназначенная для обеспечения контроля параметра.

8. Каналы контроля независимые - каналы контроля, которые не имеют общих (объединенных) элементов и отказ одного из которых не ведет к отказу другого.

9. Останов ИР аварийный - перевод реактора из критического (надкритического) состояния в подкритическое вследствие срабатывания AЗ.

10. Останов ИР плановый - перевод реактора из критического (надкритического) состояния в подкритическое с помощью рабочих органов ручных регуляторов реактивности, рабочих органов автоматических регуляторов реактивности и рабочих органов компенсаторов реактивности.

11. Отказ - нарушение работоспособности систем (элементов), обнаруживаемое визуально или средствами контроля и диагностирования (видимый отказ) или выявляемое только при проведении технического обслуживания (скрытый отказ).

12. Пуск физический ИР - этап ввода ИР в эксплуатацию, включающий в себя загрузку ядерного топлива в активную зону, достижение критического (надкритического) состояния и экспериментальное определение нейтронно-физических характеристик реактора на минимально достаточной мощности.

13. Пуск энергетический ИР - этап ввода ИР в эксплуатацию, включающий в себя поэтапное повышение уровня мощности до номинального значения с целью экспериментального исследования влияния температуры и мощности на нейтронно-физические характеристики реактора, а также для определения теплогидравлических характеристик (параметров) реакторной установки и радиационной обстановки на ИР.

14. Рабочий орган системы управления и защиты (далее - РО СУЗ) - используемое в системе управления и защиты средство воздействия на реактивность, изменением положения (состояния) которого обеспечивается изменение реактивности.

По функциональному назначению РО СУЗ подразделяются на рабочие органы аварийной защиты (далее - РО AЗ), рабочие органы ручного регулирования реактивности (далее - РО РР), рабочие органы автоматического регулирования реактивности (далее - РО АР) и рабочие органы компенсаторов реактивности (далее - РО КР).

15. Режим временного останова ИР - режим эксплуатации ИР, заключающийся в проведении работ по техническому обслуживанию ИР и подготовке экспериментальных исследований.

16. Режим длительного останова ИР - режим эксплуатации ИР, заключающийся в проведении работ по консервации систем и оборудования ИР и поддержанию ИР в работоспособном состоянии в течение времени, когда проведение экспериментальных исследований на ИР не планируется.

17. Режим окончательного останова ИР - режим эксплуатации ИР, заключающийся в проведении работ по подготовке ИР к выводу из эксплуатации, включая выгрузку ядерного топлива из активной зоны реактора и удаление ядерного топлива и других ядерных материалов с площадки ИР.

18. Режим работы ИР на мощности - режим эксплуатации ИР, заключающийся в выводе реактора в критическое (надкритическое) состояние и на мощность и проведении на реакторе экспериментальных исследований.

19. Системы останова ИР - средства воздействия на реактивность, используемые для останова ИР и поддержания его в подкритическом состоянии.

20. Система управления и защиты (далее СУЗ) - совокупность элементов управляющих систем нормальной эксплуатации, систем останова и управляющих систем безопасности, предназначенная для контроля и управления самоподдерживающейся цепной ядерной реакции деления, а также для планового и аварийного останова ИР.

21. Экспериментальные устройства ИР - оборудование и устройства ИР, предназначенные для проведения экспериментальных исследований на реакторе, включая петлевые каналы, нейтронные ловушки, каналы для выведения излучения, а также испытываемые изделия и приспособления для их размещения на реакторе.

22. Ядерная безопасность ИР - свойство ИР предотвращать ядерные аварии и ограничивать их последствия.

23. Ядерно-опасные работы на ИР - работы, которые могут привести к ядерной аварии в случае нарушения пределов и (или) условий безопасной эксплуатации при их выполнении.

2. Общие положения

2.1. Правила ядерной безопасности исследовательских реакторов (далее Правила) устанавливают требования к конструкции реактора и техническому исполнению систем и элементов, важных для безопасности ИР, а также к организационно-техническим мероприятиям по обеспечению ядерной безопасности ИР.

2.2. Правила распространяются на все проектируемые, сооружаемые и эксплуатируемые ИР, исключая импульсные исследовательские реакторы.

2.3. Ядерная безопасность ИР определяется:

1) техническим совершенством проекта, в котором должны использоваться проверенные практикой или экспериментальными исследованиями технические решения;

2) качеством изготовления и монтажа элементов и систем ИР, важных для безопасности.

2.4. Ядерная безопасность при эксплуатации ИР обеспечивается:

1) выполнением требований федеральных норм и правил в области использования атомной энергии, требований проекта и эксплуатационной документации;

2) квалификацией и дисциплиной работников (персонала);

3) качеством и полнотой экспериментальных исследований нейтронно-физических характеристик при физическом и энергетическом пусках ИР;

4) системой организационно-технических мероприятий, минимизирующих последствия возможных ошибок персонала и несанкционированных действий, отказов оборудования и внешних воздействий природного и техногенного происхождения.

3. Требования к проекту исследовательского реактора, направленные на обеспечение ядерной безопасности 3.1. Общие требования

3.1.1. Системы и элементы ИР, важные для безопасности, должны проектироваться с учетом механических, тепловых, химических и прочих внутренних воздействий, возможных при нормальной эксплуатации и при нарушениях нормальной эксплуатации, включая проектные аварии, а также внешних воздействий природного и техногенного происхождения.

3.1.2. При проектировании ИР должно отдаваться предпочтение системам (элементам), устройство которых основано на пассивном принципе действия.

3.1.3. В проекте (эксплуатационной документации) ИР должны быть приведены:

1) перечни расчетных программ, используемых для прогнозирования нейтронно-физических характеристик и обоснования ядерной безопасности ИР, и информация об их аттестации;

2) перечни расчетных программ, используемых для теплогидравлических расчетов активной зоны в стационарных, переходных и аварийных режимах работы ИР;

3) программы и методики контроля и испытаний в процессе изготовления, монтажа, наладки и эксплуатации систем (элементов), важных для безопасности;

4) условия безопасных испытаний, замены и вывода в ремонт РО СУЗ, исполнительных механизмов РО СУЗ, других средств воздействия на реактивность;

5) методики определения запаса реактивности ИР и эффективности РО СУЗ;

6) методика определения тепловой мощности реактора;

7) методика и периодичность тарировки каналов контроля плотности потока нейтронов по тепловой мощности реактора;

8) условия безопасного обращения со свежим и отработавшим ядерным топливом;

9) перечни контролируемых параметров и сигналов о состоянии ИР;

10) перечни регулируемых параметров;

11) перечни параметров, по которым должно быть обеспечено формирование сигналов на срабатывание защитных систем безопасности;

12) перечни блокировок и защит оборудования ИР, а также технические требования к условиям их срабатывания;

13) условия срабатывания систем безопасности, уровни и интенсивности внешних воздействий природного и техногенного происхождения, при достижении которых необходим останов ИР;

14) анализ надежности СУЗ ИР, при этом должно быть показано, что коэффициент неготовности СУЗ к выполнению функции аварийной защиты при наличии сигнала AЗ не превышает 10^-5;

15) анализ реакций управляющих и других систем, важных для безопасности, на внутренние и внешние воздействия природного и техногенного происхождения, возможные отказы и неисправности, подтверждающий отсутствие опасных для реактора реакций;

16) прогнозируемый запас реактивности ИР с оценкой погрешности используемых расчетных методов и с учетом возможных технологических отклонений параметров комплектующих элементов активной зоны от номинальных значений, при этом необходимый запас реактивности ИР должен быть обоснован;

17) эффективность РО СУЗ, экспериментальных и загрузочных устройств;

18) эффекты и коэффициенты обратных связей по реактивности, включая температурный и мощностной эффекты реактивности, а при необходимости барометрический и плотностной эффекты реактивности и эффекты реактивности, обусловленные выгоранием топлива и отравлением реактора;

19) перечень ядерно-опасных работ при эксплуатации ИР и меры по обеспечению ядерной безопасности при их проведении, включая работы по загрузке (перегрузке) ядерного топлива.

3.1.4. Проектом ИР должны быть предусмотрены:

1) аварийные источники электроснабжения, обеспечивающие работу не менее двух каналов контроля уровня мощности и указателей положения РО СУЗ, а также контроль температурного режима реактора при расхолаживании;

2) технические меры по исключению несанкционированного доступа к управляющим и другим системам, важным для безопасности.

3.1.5. Используемые в проекте ИР технические решения должны обеспечивать:

1) порционную загрузку ядерного топлива в активную зону реактора и при необходимости порционный залив жидкости в реактор при физическом пуске ИР;

2) подкритичность реактора в режиме временного останова не менее 2% (К_эфф ≤ 0,98) при взведенных РО AЗ;

3) подкритичность реактора в режиме длительного останова не менее 5% (К_эфф ≤ 0,95);

4) безопасность ИР при любом исходном событии проектных аварий с наложением одного независимого от исходного события отказа или одной независимой от исходного события ошибки персонала;

5) диагностику состояния реактора и систем ИР, важных для безопасности;

6) контроль состояния физических барьеров на пути распространения продуктов деления ядерных материалов и радиоактивных веществ;

7) сохранность и работоспособность в условиях проектных аварий технических средств, используемых для регистрации и хранения информации, необходимой для идентификации исходных событий проектных аварий и установления алгоритмов работы систем, важных для безопасности, и действий персонала.

3.2. Активная зона и системы нормальной эксплуатации, важные для безопасности 3.2.1. Активная зона и элементы ее конструкции

3.2.1.1. Конструкция реактора при нормальной эксплуатации и нарушениях нормальной эксплуатации, включая проектные аварии, должна исключать непредусмотренные перемещения, деформации или формоизменения элементов активной зоны и отражателя, приводящие к увеличению реактивности или ухудшению теплоотвода и последующему повреждению тепловыделяющих элементов сверх соответствующих проектных пределов.

3.2.1.2. Конструкция тепловыделяющих сборок и тепловыделяющих элементов, материалы сердечников и оболочек тепловыделяющих элементов должны при нормальной эксплуатации и нарушениях нормальной эксплуатации, включая проектные аварии, обеспечивать непревышение установленных соответствующих проектных пределов повреждения тепловыделяющих элементов с учетом:

1) физико-химического взаимодействия оболочек тепловыделяющих элементов и сердечников, оболочек тепловыделяющих элементов и теплоносителя;

2) ударных и вибрационных воздействий, термоциклического нагружения, усталости и старения материалов;

3) влияния продуктов деления и примесей в теплоносителе на коррозию оболочек тепловыделяющих элементов (тепловыделяющих сборок);

4) теплогидравлических и радиационных воздействий и других факторов, ухудшающих механические характеристики материалов тепловыделяющих элементов.

3.2.1.3. Характеристики ядерного топлива и конструкция реактора должны исключать возможность образования вторичных критических масс при разрушении активной зоны или расплавлении ядерного топлива.

3.2.1.4. При выборе конструкции активной зоны и ее состава должны использоваться технические решения, исключающие положительный мощностной и температурный коэффициенты реактивности при любых режимах работы реактора.

3.2.1.5. Конструкция активной зоны или отражателя должна обеспечивать возможность размещения в них внешнего (пускового) источника нейтронов, используемого при физическом пуске, а в случае необходимости и при последующей эксплуатации ИР.

3.2.1.6. В проекте ИР должен быть приведен анализ теплотехнической надежности активной зоны, обосновывающий достаточность предусмотренных запасов до пределов безопасной эксплуатации тепловыделяющих элементов.

3.2.1.7. Активная зона и исполнительные механизмы РО СУЗ должны быть спроектированы так, чтобы исключались заклинивание и выброс РО СУЗ вверх или вниз и самопроизвольное расцепление РО СУЗ с их исполнительными механизмами.

3.2.1.8. В проекте ИР должны быть предусмотрены технические средства и методы контроля герметичности тепловыделяющих элементов (тепловыделяющих сборок) на остановленном и работающем на мощности реакторе, которые должны обеспечивать надежное и своевременное обнаружение негерметичных тепловыделяющих элементов (тепловыделяющих сборок).

3.2.1.9. В проекте ИР должно быть определено соответствие между повреждениями тепловыделяющих элементов и активностью теплоносителя первого контура по реперным радионуклидам (с учетом эффективности системы очистки теплоносителя от продуктов деления).

3.2.1.10. Тепловыделяющие элементы (тепловыделяющие сборки) с ядерным топливом различного обогащения, специальные выгорающие поглотители нейтронов, тепловыделяющие элементы с выгорающим поглотителем нейтронов, тепловыделяющие элементы со смешанным ядерным топливом и т.п. должны иметь маркировку (отличительные знаки), которая должна сохраняться на протяжении всего срока эксплуатации и последующего хранения.

3.2.2. Экспериментальные устройства

3.2.2.1. Конструкция экспериментальных устройств должна исключать возможность самопроизвольного перемещения сменных элементов экспериментальных устройств и испытываемых образцов при их эксплуатации в составе реактора, а также обеспечивать локализацию (удержание) радиоактивных веществ испытываемых образцов в случае их разрушения.

3.2.2.2. Должны быть выполнены расчетные, а в необходимых случаях и экспериментальные оценки влияния экспериментальных устройств на реактивность, распределение энерговыделения в активной зоне и на эффективность РО СУЗ.

3.2.2.3. Установка (выгрузка) сменных элементов экспериментальных устройств и испытываемых образцов должна проводиться, как правило, на остановленном реакторе.

3.2.2.4. Скорость ввода положительной реактивности при установке (выгрузке) сменных элементов экспериментальных устройств и испытываемых образцов с эффективностью более 0,3β_эфф не должна превышать 0,07β_эфф/с.

3.2.2.5. Если установка (выгрузка) сменных элементов экспериментальных устройств и испытываемых образцов ведет к увеличению реактивности на 0,7 рβ_эфф и более, должно быть обеспечено шаговое увеличение реактивности со значением шага, не превышающим 0,3β_эфф.

Шаговое перемещение средств воздействия на реактивность должно обеспечивать чередование увеличения реактивности и последующей паузы. Каждый шаг должен инициироваться оператором.

3.2.2.6. В случае необходимости установки (выгрузки) испытываемых образцов при работе реактора на мощности в проекте ИР должна быть обоснована необходимость проведения работ в этих условиях и доказана ядерная безопасность ИР при их проведении.

3.2.2.7. Проектно-конструкторская документация на новые сменные элементы экспериментальных устройств и испытываемые образцы при необходимости должна быть согласована с разработчиками ИР.

3.2.2.8. Экспериментальные устройства при необходимости должны быть оснащены детекторами контроля плотности потока нейтронов, датчиками теплофизических и других параметров.

3.2.2.9. Должны быть определены условия, объем и периодичность проверок экспериментальных устройств на их соответствие проектным характеристикам.

3.2.3. Система охлаждения активной зоны (первый контур)

3.2.3.1. Система охлаждения активной зоны (первый контур) при нормальной эксплуатации должна обеспечивать теплоотвод от активной зоны без нарушения установленных эксплуатационных пределов по температуре и скорости изменения температуры элементов активной зоны и экспериментальных устройств.

3.2.3.2. В проекте ИР должны быть приведены:

1) границы первого контура;

2) анализ надежности первого контура с учетом внутренних воздействий, возможных при нормальной эксплуатации и нарушениях нормальной эксплуатации, включая проектные аварии, и внешних воздействий природного и техногенного происхождения, при этом должно быть показано, что прочность корпуса (бака) и внутрикорпусных устройств обеспечивается при всех выше указанных воздействиях;

3) допустимые перемещения и вибрации трубопроводов и элементов конструкции первого контура при нормальной эксплуатации ИР.

3.2.3.3. В случае использования на реакторе системы сжигания продуктов радиолиза прочность корпуса реактора должна определяться с учетом повышения давления в корпусе при сжигании продуктов радиолиза.

3.2.3.4. Используемые в проекте ИР технические решения должны обеспечивать:

1) запас теплообменной поверхности первого контура, достаточный для компенсации ухудшения ее теплопередающих характеристик в процессе эксплуатации;

2) условия для развития естественной циркуляции теплоносителя при нарушении принудительной циркуляции теплоносителя;

3) инерциальную массу подвижных элементов циркуляционных насосов первого контура, достаточную для обеспечения требуемого расхода теплоносителя при потере электроснабжения циркуляционных насосов до момента, после которого естественная циркуляция теплоносителя или система аварийного расхолаживания обеспечат отвод остаточного тепловыделения активной зоны;

4) контроль параметров системы охлаждения активной зоны с обеспечением формирования сигналов для срабатывания AЗ.

3.2.3.5. В проекте ИР должны быть предусмотрены:

1) автоматическая защита от недопустимого повышения или понижения давления в первом контуре при нарушениях нормальной эксплуатации, включая проектные аварии;

2) компенсация изменения объема теплоносителя при изменении удельной плотности теплоносителя в соответствии с температурными режимами первого контура;

3) средства для обнаружения потерь теплоносителя при течах;

4) средства компенсации потерь теплоносителя при течах и защиты первого контура от непредусмотренного дренирования теплоносителя;

5) очистка теплоносителя от примесей, продуктов деления и коррозии.

3.2.3.6. Используемые в проекте ИР технические решения должны исключать:

1) вывод остановленного реактора из подкритического состояния при включении (выключении) циркуляционных насосов первого контура;

2) превышение допустимых перемещений и вибраций трубопроводов и элементов конструкций первого контура при нормальной эксплуатации ИР.

3.2.4. Управляющие системы нормальной эксплуатации

3.2.4.1. В составе управляющих систем нормальной эксплуатации должна быть предусмотрена часть СУЗ, обеспечивающая контроль плотности потока нейтронов (мощности) и управление мощностью реактора. Указанная часть СУЗ должна включать:

1) РО АР и (или) РО РР, используемые для увеличения уровня мощности реактора до заданного, поддержания мощности на заданном уровне, а также для планового останова ИР;

2) РО КР, используемые для компенсации запаса реактивности реактора и планового останова реактора;

3) систему контроля положения и управления исполнительными механизмами РО РР, РО АР, РО КР;

4) систему контроля положения и управления исполнительными механизмами загрузочных и экспериментальных устройств (при необходимости);

5) не менее двух независимых между собой каналов контроля плотности потока нейтронов с показывающими приборами, при этом по меньшей мере в составе одного канала контроля плотности потока нейтронов должна быть предусмотрена возможность записи изменения плотности потока нейтронов реактора во времени;

6) не менее двух независимых между собой каналов контроля скорости (периода) увеличения плотности потока нейтронов реактора с показывающими приборами;

7) каналы контроля параметров технологических систем реактора, важных для безопасности.

3.2.4.2. Диапазон контроля плотности потока нейтронов управляющей системой нормальной эксплуатации должен перекрывать весь определенный проектом ИР диапазон изменения мощности реактора.

В случае разбиения диапазона контроля плотности потока нейтронов на несколько поддиапазонов должно быть предусмотрено перекрытие поддиапазонов не менее чем в пределах одной декады. Переключение поддиапазонов должно быть автоматическим.

3.2.4.3. Управление реактором и основными системами ИР должно производиться с пункта управления ИР, имеющего двухстороннюю громкоговорящую связь с реакторным помещением и при необходимости с другими помещениями ИР. Пункт управления ИР должен быть оборудован телефонной связью.

3.2.4.4. Если указанные в пункте 3.2.4.1 каналы контроля не обеспечивают контроль плотности потока нейтронов при загрузке ядерного топлива, то реактор должен быть оборудован дополнительной (пусковой) системой контроля. Эта система может быть съемной, устанавливаемой на период загрузки ядерного топлива, и должна включать в себя не менее двух каналов контроля плотности потока нейтронов реактора с показывающими приборами и записывающим устройством.

3.2.4.5. Эффективность РО РР, РО АР, РО КР должна быть достаточной для обеспечения не менее 1% подкритичности (К_эфф ≤ 0,99) реактора после взвода РО AЗ.

3.2.4.6. РО РР, РО АР, РО КР должны иметь указатели промежуточного положения и указатели конечных положений.

3.2.4.7. Управляющие системы нормальной эксплуатации должны исключать:

1) ввод положительной реактивности путем перемещения РО РР, РО АР, РО КР или экспериментальных устройств, если РО AЗ не взведены;

2) ввод положительной реактивности со скоростью выше 0,07β_эфф/с;

3) ввод положительной реактивности средствами воздействия на реактивность в случае появления предупредительных сигналов по плотности потока нейтронов или скорости (периоду) увеличения плотности потока нейтронов или по каналам контроля параметров технологических систем, важных для безопасности ИР;

4) ввод положительной реактивности средствами воздействия на реактивность в случае отсутствия электроснабжения в цепях указателей промежуточного положения органа, используемого для увеличения реактивности или в цепях аварийной или предупредительной сигнализации.

3.2.4.8. Управляющие системы нормальной эксплуатации должны обеспечивать:

1) шаговый ввод положительной реактивности (шаговое перемещение) с величиной шага не более 0,3β_эфф для любых используемых в управляющих системах нормальной эксплуатации средств воздействия на реактивность эффективностью более 0,7β_эфф, включая РО КР, РО РР, РО АР;

2) введение РО КР, РО РР, РО АР и другими средствами воздействия на реактивность отрицательной реактивности с максимально возможной скоростью по сигналу AЗ;

3) возможность разрыва цепи питания двигателей исполнительных механизмов РО РР, РО АР, РО КР эффективностью более 0,7β_эфф с пункта управления ИР, при этом разрыв цепи питания двигателей не должен влиять на возможность приведения реактора в подкритическое состояние по сигналу AЗ;

4) по сигналу AЗ автоматическое прекращение ввода положительной реактивности загрузочными и экспериментальными устройствами, а в необходимых случаях - автоматическое уменьшение реактивности, обусловленной загрузочными или экспериментальными устройствами;

5) проверку работоспособности всех видов световой и звуковой сигнализации.

3.2.4.9. Управляющая система нормальной эксплуатации должна формировать как минимум следующие сигналы на пункт управления:

1) предупредительные (световые и звуковые) - при приближении параметров реактора к уставкам срабатывания AЗ и нарушении условий нормальной эксплуатации;

2) указательные - информирующие о наличии напряжения в цепях электроснабжения СУЗ и о состоянии систем, важных для безопасности ИР.

3.2.4.10. В проекте ИР должен быть установлен и обоснован диапазон мощности реактора, в пределах которого регулирование осуществляется автоматическим регулятором, приведены характеристики системы автоматического регулирования мощности и оценка погрешности поддержания требуемого уровня мощности и должно быть доказано отсутствие автоколебаний мощности.

Возможность работы ИР без системы автоматического регулирования мощности должна быть обоснована в проекте ИР.

3.2.4.11. При включении нескольких каналов контроля плотности потока нейтронов на вход системы автоматического регулирования должно быть исключено изменение мощности реактора системой автоматического регулирования при отключении или отказе одного из каналов контроля плотности потока нейтронов.

3.3. Защитные системы безопасности 3.3.1. Аварийная защита и другие системы останова

3.3.1.1. В составе СУЗ должна быть предусмотрена AЗ ИР.

3.3.1.2. AЗ должна иметь не менее двух независимых РО AЗ (групп РО AЗ).

3.3.1.3. Эффективность РО AЗ без учета одного наиболее эффективного РО AЗ (группы РО AЗ) и их быстродействие должны обеспечивать:

1) скорость снижения мощности реактора, достаточную для предотвращения повреждения тепловыделяющих элементов сверх эксплуатационных пределов;

2) приведение реактора в подкритическое состояние и поддержание его в этом состоянии в течение времени, достаточного для введения (срабатывания) других более медленных РО СУЗ.

3.3.1.4. РО AЗ должны иметь указатели конечных положений.

3.3.1.5. AЗ должна быть спроектирована таким образом, чтобы начавшееся защитное действие было выполнено полностью с учетом требований пункта 3.3.1.3 и обеспечивался контроль выполнения функции безопасности (останов по аварийному сигналу или по сигналу об отказе в канале защиты).

3.3.1.6. При появлении аварийного сигнала РО AЗ должны приводиться в действие из любых промежуточных положений и на любом участке своего движения должны обеспечивать ввод отрицательной реактивности, при этом отрицательная реактивность должна вводиться и другими РО СУЗ.

3.3.1.7. AЗ должна выполнять функцию безопасности независимо от состояния источников электроснабжения СУЗ.

3.3.1.8. Кроме аварийного останова ИР, РО AЗ при необходимости могут использоваться для планового останова ИР.

3.3.1.9. Кроме AЗ, в составе защитных систем безопасности в проекте ИР могут быть предусмотрены и другие системы останова, приводимые в действие автоматически или дистанционно.

3.3.1.10. Системы останова должны обеспечивать поддержание реактора в подкритическом состоянии с учетом возможного высвобождения реактивности, в том числе за счет температурного и мощностного эффектов реактивности.

3.3.2. Система аварийного расхолаживания активной зоны

3.3.2.1. Для реактора с принудительной системой охлаждения активной зоны проектом ИР должна быть предусмотрена система безопасности, обеспечивающая аварийное расхолаживание активной зоны в случае отказа принудительной системы охлаждения, который может явиться исходным событием проектной аварии.

3.3.2.2. В проекте ИР должны быть обоснованы перечень параметров и признаки состояния реактора, по которым автоматически вводится в действие система аварийного расхолаживания активной зоны, уставки и условия включения системы в работу для всех исходных событий проектных аварий.

3.3.2.3. Включение, выключение и работа системы аварийного расхолаживания активной зоны не должны выводить реактор из подкритического состояния.

3.3.2.4. Возможность управления процессом аварийного расхолаживания активной зоны должна быть обеспечена как из основного, так и из резервного пункта управления ИР.

3.4. Управляющие системы безопасности

3.4.1. В проекте ИР должны быть предусмотрены управляющие системы безопасности, осуществляющие управление защитными системами безопасности, включая системы останова, в процессе выполнения ими заданных функций.

3.4.2. В составе управляющей системы безопасности должно быть не менее четырех независимых между собой каналов защиты, контролирующих плотность потока нейтронов, включая два канала защиты по плотности потока нейтронов и два канала защиты по скорости (периоду) увеличения плотности потока нейтронов.

3.4.3. При выборе чувствительности и расположения детекторов потока нейтронов управляющей системы безопасности необходимо обеспечить возможность срабатывания AЗ в процессе вывода реактора в критическое состояние и при любом значении мощности в диапазоне, определенном проектом ИР.

3.4.4. В случае разбиения диапазона контроля плотности потока нейтронов каналами защиты на несколько поддиапазонов, должно быть предусмотрено перекрытие поддиапазонов не менее чем в пределах одной декады. Переключение поддиапазонов должно быть автоматическим и не препятствовать формированию сигнала AЗ.

3.4.5. В случае конструктивного, электрического или функционального совмещения (объединения) измерительных частей каналов защиты управляющей системы безопасности с измерительными частями каналов контроля управляющей системы нормальной эксплуатации в проекте ИР должно быть показано, что такое совмещение не влияет на способность AЗ выполнять функции безопасности.

3.4.6. Скорость ввода положительной реактивности при взводе РО AЗ не должна превышать 0,07β_эфф/с.

3.4.7. При взводе РО AЗ эффективностью более 0,7β_эфф должен быть обеспечен шаговый ввод положительной реактивности (шаговое перемещение) с величиной шага не более 0,3β_эфф.

3.4.8. Управляющая система безопасности должна исключать взвод РО AЗ в случае, если:

1) РО АР, РО РР, РО КР не находятся на нижних концевиках;

2) имеются аварийные или предупредительные сигналы по параметрам технологических систем, важным для безопасности ИР.

3.4.9. AЗ как минимум должна срабатывать в следующих случаях:

1) достижения уставки AЗ по любому из каналов защиты по плотности потока нейтронов или скорости (периоду) увеличения плотности потока нейтронов;

2) отказа любого из каналов защиты по плотности потока нейтронов или скорости (периоду) увеличения плотности потока нейтронов;

3) достижения уставок AЗ по параметрам технологических систем, важных для безопасности;

4) появления сигналов от экспериментальных устройств, требующих останова ИР;

5) при инициировании персоналом срабатывания AЗ соответствующими кнопками;

6) отказа электроснабжения СУЗ, в том числе блоков питания детекторов потока нейтронов каналов контроля или защиты.

3.4.10. Если количество каналов AЗ по плотности потока нейтронов или по скорости увеличения плотности потока нейтронов более двух, то допускается срабатывание AЗ при условии одновременного наличия сигналов от любых двух каналов защиты по плотности потока нейтронов или двух каналов защиты по скорости (периоду) увеличения плотности потока нейтронов.

3.4.11. Управляющая система безопасности должна формировать на пункт управления ИР аварийные световые и звуковые сигналы, информирующие оператора о неработоспособном состоянии каналов защиты и о срабатывании AЗ.

3.4.12. Выбранные уставки и условия срабатывания AЗ должны предотвращать нарушения пределов безопасной эксплуатации, при этом аварийная уставка по скорости (периоду) увеличения плотности потока нейтронов должна быть не менее 10 с, предупредительная - не менее 20 с.

3.4.13. Должна быть предусмотрена диагностика каналов защиты с выводом информации об отказах на пункт управления ИР.

3.4.14. Защитная функция по каждому параметру технологических систем, по которому необходимо осуществлять AЗ или переходить на аварийное расхолаживание активной зоны, во всем диапазоне изменения параметров реактора должна реализовываться как минимум по двум независимым между собой каналам.

3.4.15. В проекте ИР должна быть предусмотрена возможность останова ИР, приведения в действие защитных систем безопасности и осуществления необходимого контроля параметров реактора из помещения резервного пункта управления в случае невозможности осуществления таких действий из помещения основного пункта управления ИР.

4. Обеспечение ядерной безопасности при вводе в эксплуатацию и при эксплуатации исследовательского реактора 4.1. Общие требования

4.1.1. В соответствии с установленным в эксплуатирующей организации порядком должны быть определены права и обязанности должностных лиц и структурных подразделений эксплуатирующей организации в обеспечении ядерной безопасности ИР, права и обязанности персонала в обеспечении ядерной безопасности ИР.

4.1.2. К проведению физического и энергетического пусков и дальнейшей эксплуатации ИР, наряду с персоналом ИР, могут привлекаться работники других подразделений и организаций. Эксплуатирующей организации следует обеспечить выпуск организационно-распорядительных документов, определяющих порядок допуска к работе, права и обязанности привлекаемых работников.

4.1.3. Эксплуатирующей организацией должен быть утвержден перечень положений и инструкций, действующих на ИР, обеспечены разработка и наличие на ИР необходимой документации, включая графики проведения планово-предупредительных и ремонтных работ для систем, важных для безопасности, и графики проведения испытаний и проверок работоспособности систем безопасности ИР. Рекомендации по содержанию указанного перечня в части, касающейся обеспечения ядерной безопасности, приведены в приложении 1.

4.1.4. Эксплуатирующая организация должна обеспечить своевременное ознакомление персонала со всеми изменениями, вносимыми в документацию ИР, в том числе с изменениями, внесенными по результатам физического и энергетического пусков в технологический регламент эксплуатации ИР и в другую эксплуатационную документацию.

4.1.5. Эксплуатация ИР должна проводиться согласно технологическому регламенту и руководству по эксплуатации ИР, а также с учетом требований инструкций по эксплуатации систем и элементов ИР, включая экспериментальные устройства, инструкции по обеспечению ядерной безопасности при хранении, перегрузке и транспортировании свежего и отработавшего ядерного топлива на ИР.

Указанные документы должны корректироваться с учетом полученного опыта эксплуатации ИР, введения в действие новых нормативных документов, внесения изменений в технологические системы и оборудование ИР и пересматриваться не реже одного раза в пять лет.

4.1.6. Руководитель ИР должен обеспечить разработку для систем, важных для безопасности, графиков проведения планово-предупредительных и ремонтных работ и графиков проведения испытаний и проверок работоспособности систем безопасности.

Вышеуказанные работы должны выполняться при приоритетном обеспечении ядерной безопасности ИР.

4.1.7. Достаточность используемых на ИР организационно-технических мероприятий по обеспечению ядерной безопасности должна быть обоснована в отчете по обоснованию безопасности ИР (далее ООБ ИР).

4.2. Ввод в эксплуатацию исследовательского реактора 4.2.1. Физический пуск

4.2.1.1. После комиссионной приемки помещений, систем и оборудования ИР в эксплуатацию в объеме, необходимом для физического пуска ИР, готовность ИР к проведению физического пуска должна быть проверена комиссией по ядерной безопасности, назначенной приказом эксплуатирующей организации.

4.2.1.2. Комиссия по ядерной безопасности проверяет:

1) выполнение требований общей и частных программ обеспечения качества при сооружении ИР и проведении пусконаладочных работ;

2) выполнение установленных организационно-технических мероприятий по обеспечению ядерной безопасности при физическом пуске ИР;

3) готовность персонала к началу работ по программе физического пуска ИР;

4) наличие программно-методической, организационно-распорядительной и эксплуатационной документации в объеме, необходимом для физического пуска ИР.

4.2.1.3. После устранения недостатков, отмеченных комиссией по ядерной безопасности, эксплуатирующая организация должна издать приказ о проведении физического пуска ИР.

4.2.1.4. Физический пуск ИР должен проводиться в соответствии с программой физического пуска ИР, согласованной с разработчиками проекта ИР и утвержденной эксплуатирующей организацией.

4.2.1.5. В программе физического пуска ИР должны быть определены порядок загрузки активной зоны ядерным топливом и порядок достижения критического состояния реактора, должны быть приведены перечень, методики и последовательность проведения планируемых экспериментов.

4.2.1.6. Инструкция по обеспечению ядерной безопасности при физическом пуске ИР должна предусматривать меры по обеспечению ядерной безопасности, содержать краткое описание СУЗ (включая нештатную пусковую аппаратуру, если она используется), расчетные значения критических загрузок и эффективностей РО СУЗ, оценку влияния на реактивность экспериментальных устройств и теплоносителя.

Инструкция по обеспечению ядерной безопасности при физическом пуске ИР утверждается руководителем эксплуатирующей организации.

4.2.1.7. По результатам физического пуска оформляется отчет, где должны быть приведены результаты физического пуска и рекомендации по корректировке проекта и эксплуатационной документации ИР.

4.2.2. Энергетический пуск

4.2.2.1. После комиссионной приемки в эксплуатацию всех предусмотренных проектом зданий, сооружений и оборудования ИР приказом эксплуатирующей организации должно быть оформлено решение о проведении энергетического пуска ИР.

4.2.2.2. Энергетический пуск ИР должен проводиться в соответствии с программой энергетического пуска, откорректированной при необходимости по результатам физического пуска, согласованной с разработчиками проекта ИР и утвержденной эксплуатирующей организацией.

4.2.2.3. В программе энергетического пуска ИР должны быть определены основные этапы работ, исходное состояние реактора и систем, важных для безопасности, перед началом каждого этапа работ, их аппаратурно-методическое обеспечение, а также меры по обеспечению ядерной безопасности.

4.2.2.4. Результаты энергетического пуска оформляются отчетом, где должны быть приведены рекомендации по эксплуатации ИР, корректировке проекта, эксплуатационной документации и ООБ ИР, а также приведены основные параметры и нейтронно-физические характеристики реактора, рекомендуемые для включения в паспорт ИР.

4.2.2.5. Паспорт ИР должен оформляться на основании проекта и отчета по результатам энергетического пуска ИР и отражать установленные проектом основные параметры реактора, состав и характеристики систем безопасности, а также экспериментально подтвержденные численные значения эксплуатационных пределов, обеспечивающих безопасность ИР. Рекомендуемая форма паспорта ИР приведена в приложении 2.

4.2.2.6. По результатам энергетического пуска ИР эксплуатирующая организация должна издать приказ о вводе в эксплуатацию ИР.

4.3. Эксплуатация исследовательского реактора 4.3.1. Режим работы на мощности

4.3.1.1. В режиме работы ИР на мощности необходимо руководствоваться требованиями, установленными технологическим регламентом эксплуатации ИР.

4.3.1.2. Экспериментальные исследования должны проводиться на основании программы экспериментальных исследований на ИР, утвержденной в порядке, установленном в эксплуатирующей организации.

4.3.1.3. В программе экспериментальных исследований на ИР должны быть приведены исходное состояние остановленного реактора и технологических систем ИР, порядок достижения критического состояния реактора, требуемый уровень мощности и длительность работы реактора на этой мощности, а также меры по обеспечению ядерной безопасности, учитывающие специфику предстоящих экспериментальных исследований на реакторе.

4.3.1.4. На любой момент кампании ИР должны быть известны картограмма загрузки активной зоны, запас реактивности ИР и эффективность РО СУЗ.

4.3.1.5. Загрузка (выгрузка) сменных элементов экспериментальных устройств и испытываемых образцов на работающем на мощности реакторе допускается при условии предварительного экспериментального подтверждения того, что вводимая положительная реактивность при загрузке (выгрузке) не превышает 0,3β_эфф.

4.3.1.6. Если при эксплуатации ИР в режиме работы на мощности не будут выполнены в полном объеме требования, установленные технологическим регламентом эксплуатации ИР, или будут нарушены условия безопасной эксплуатации, то ИР должен быть переведен в режим временного останова. Последующая эксплуатация ИР в режиме работы на мощности возможна только после устранения нарушений, вызвавших перевод ИР в режим временного останова, и по письменному разрешению руководителя эксплуатирующей организации.

4.3.1.7. При аварии на ИР персонал смены должен руководствоваться планом мероприятий (инструкцией) по защите работников (персонала) в случае аварии на ИР, определяющим действия работников (персонала) при возникновении аварии на ИР, где одним из первоочередных действий должно предусматриваться приведение реактора в подкритическое состояние любым из возможных дистанционных способов (если это не произошло автоматически).

4.3.1.8. В случае аварии на ИР запрещается вскрывать аппаратуру СУЗ и менять уставки AЗ до получения соответствующего распоряжения руководства эксплуатирующей организации.

4.3.2. Режим временного останова

4.3.2.1. При эксплуатации ИР в режиме временного останова должно обеспечиваться не менее 2% подкритичности (К_эфф ≤ 0,98) реактора, вне зависимости от положения РО AЗ.

4.3.2.2. Все работы в реакторном помещении после перевода ИР в режим временного останова, включая работы по техническому обслуживанию, плановому ремонту, испытаниям и проверке работоспособности систем, важных для безопасности, и оснащению ИР новыми экспериментальными устройствами, должны выполняться сменным и (или) ремонтным персоналом и согласно программе на смену, оформленной в оперативном журнале смены, и в соответствии с утвержденными инструкциями, программами и графиками.

4.3.2.3. После завершения работ по техническому обслуживанию, ремонту или замене элементов систем, важных для безопасности, должна проводиться проверка работоспособности систем и их соответствие проектным характеристикам.

4.3.2.4. Ядерно-опасные работы на реакторе, включая работы по перегрузке ядерного топлива, должны проводиться по специальным техническим решениям или программам, утвержденным в установленном в эксплуатирующей организации порядке.

Техническое решение (программа) должно содержать:

1) цель проведения и перечень планируемых ядерно-опасных работ, последовательность и технологию их проведения;

2) организационно-технические меры по обеспечению ядерной безопасности при проведении ядерно-опасных работ;

3) расчетные или экспериментальные оценки влияния планируемых работ на реактивность реактора.

4.3.2.5. Технология выполнения постоянно повторяющихся на ИР ядерно-опасных работ, когда известно экспериментально определенное изменение реактивности при проведении этих работ, может быть внесена в эксплуатационную документацию ИР.

4.3.2.6. При проведении на реакторе ядерно-опасных работ должен обеспечиваться контроль уровня мощности и скорости увеличения мощности, при этом РО AЗ должны быть взведены и на приборах AЗ должны быть выставлены минимальные уставки по плотности потока нейтронов и скорости изменения плотности потока нейтронов.

4.3.2.7. Ситуации, когда ядерно-опасные работы проводятся без взвода РО AЗ, должны быть определены в эксплуатационной документации ИР, при этом в обязательном порядке должен быть обеспечен контроль за состоянием реактора по каналам управляющих систем нормальной эксплуатации и по каналам управляющей системы безопасности.

4.3.3. Режим длительного останова

4.3.3.1. До принятия решения о переводе ИР в режим длительного останова эксплуатирующая организация должна разработать мероприятия, проведение которых обеспечивает безопасность ИР в этом режиме и предотвращает преждевременную потерю работоспособности элементов систем, важных для безопасности, в том числе коррозию оболочек тепловыделяющих элементов и корпусов тепловыделяющих сборок, находящихся в реакторе или в хранилищах.

4.3.3.2. До начала эксплуатации ИР в режиме длительного останова должно быть обеспечено не менее чем 5% подкритичности (К_эфф ≤ 0,95) реактора и исключена возможность подачи электропитания на исполнительные механизмы РО СУЗ и систем останова, экспериментальных и загрузочных устройств.

4.3.3.3. Режим длительного останова ИР должен вводиться приказом эксплуатирующей организации.

4.3.3.4. Объем и периодичность контроля состояния ИР, находящегося в режиме длительного останова, должны быть определены в руководстве по эксплуатации ИР.

4.3.3.5. Порядок подготовки ИР, находящегося в режиме длительного останова, к эксплуатации в режиме работы на мощности должен быть определен специальной программой.

4.3.4. Режим окончательного останова

4.3.4.1. В режиме окончательного останова ИР эксплуатирующая организация должна выполнить организационно-технические мероприятия по подготовке ИР к выводу из эксплуатации, включая выгрузку ядерного топлива из активной зоны и вывоз ядерного топлива и других ядерных материалов с площадки ИР.

4.3.4.2. До утверждения руководителем эксплуатирующей организации акта о выполнении работ по вывозу ядерного топлива и других ядерных материалов с площадки ИР сокращение объема технического обслуживания и численности персонала ИР не допускается.

4.4. Обращение с ядерными материалами

4.4.1. Ядерные материалы ИР должны храниться в помещениях, предусмотренных в проекте ИР и удовлетворяющих требованиям, установленным в нормативных документах.

4.4.2. Все работы с ядерными материалами должны проводиться в присутствии не менее чем двух работников.

4.4.3. При хранении ядерных материалов во временных и постоянных хранилищах должно быть обеспечено фиксированное размещение тепловыделяющих элементов, тепловыделяющих сборок, контейнеров с ядерными материалами, исключающее возможность их непреднамеренного перемещения и обеспечивающее К_эфф ≤ 0,95 при нормальной эксплуатации и нарушениях нормальной эксплуатации (в том числе и при затоплении хранилища водой).

4.4.4. Проектом ИР должно быть обеспечено и в ООБ ИР обосновано отсутствие влияния временного хранилища, размещенного в помещении реактора, на размножающие свойства реактора.

4.4.5. На ИР, где по условиям экспериментов требуется проводить комплектацию и (или) перекомплектацию тепловыделяющих сборок, должны быть оборудованы соответствующие рабочие места для выполнения этих работ. При необходимости эти рабочие места должны быть оборудованы системой аварийной сигнализации о возникновении самоподдерживающейся цепной ядерной реакции деления.

4.4.6. Порядок проведения работ с ядерным топливом и меры по обеспечению ядерной безопасности как хранилищ ядерного топлива, так и мест комплектации и (или) перекомплектации тепловыделяющих сборок должны быть определены в инструкции по обеспечению ядерной безопасности при хранении, перегрузке и транспортировании свежего и отработавшего ядерного топлива и должны соответствовать требованиям, установленным в нормативных документах.

5. Контроль соблюдения Правил

Эксплуатирующая организация должна обеспечить постоянный контроль соблюдения Правил и не реже одного раза в год проверять состояние ядерной безопасности ИР комиссией по ядерной безопасности. Результаты проверки должны отражаться в годовом отчете по оценке состояния ядерной и радиационной безопасности ИР.

ПОГЛОТИТЕЛЬ НЕЙТРОНОВ АКТИВНОЙ ЗОНЫ ВОДО-ВОДЯНОГО ЯДЕРНОГО РЕАКТОРА

Чернышов В.М.; Ряховских В.И.; Пославский А.О.; Пономаренко В.Б.; Малахов В.Б.; Осадчий А.И.; Лунин Г.Л.;

Духовенский А.С.; Доронин А.С.; Бирюков Г.И.; Васильченко И.Н.; Медведев М.И.; Тебин В.В.

Сущность изобретения: поглотитель нейтронов активной зоны ядерного реактора содержит кольцевой сердечник, выполненный в виде цилиндрической спирали из порошковой проволоки. Наполнитель порошковой проволоки включает нейтронопоглощающий материал. В результате при омывании теплоносителем поглотителя нейтронов существенно увеличивается теплосъем от внутренней поверхности спирали, что снижает образование отложений в зазоре между внешней поверхностью сердечника и направляющим каналом, что приводит к обеспечению свободного перемещения кольцевого сердечника внутри направляющего канала

Изобретение относится к ядерной технике, в частности к конструкциям элементов, поглощающих нейтроны: органов регулирования и защиты и стержневых выгорающих поглотителей (СВП) нейтронов, и может быть использовано в водо-водяных реакторах.

Одним из направлений в повышении технико-экономических характеристик АЭС является совершенствование топливных циклов за счет рационального использования элементов, содержащих нейтронопоглощающий материал, особенно СВП. Применяемые в составе активной зоны водо-водяных энергетических реакторов (ВВЭР) СВП позволяют выравнивать поле энерговыделения, частично компенсируя при этом запас реактивности на выгорание топлива, что приводит к снижению исходной концентрации борной кислоты в теплоносителе в начале топливных циклов и способствует тем самым обеспечению отрицательного коэффициента реактивности по температуре теплоносителя.
Известен поглотитель нейтронов активной зоны ядерного реактора, содержащий цилиндрическую оболочку, заполненную поглощающим нейтроны материалом в виде таблеток
В данной конструкции выгорающий поглотитель обеспечивает требуемую эффективность в начале кампании реактора, но неполное выгорание поглотителя к концу выгорания топливной загрузки приводит к преждевременной остановке реактора и ухудшению использования топлива.
Снижение исходной концентрации поглотителя нейтронов в СВП до значений, при которых он полностью выгорает, не позволяет обеспечить требуемого распределения поля энерговыделения в начале эксплуатации реактора.
Известен также выгорающий поглотитель, содержащий две концентрические трубки, образующие кольцевую герметичную полость, в которой расположен сердечник из нейтронопоглощающего материала
Выполнение выгорающего поглотителя нейтронов в виде кольцевого слоя улучшает характеристики реактора, поскольку улучшается согласование между величиной выгорания поглотителя и степенью выгорания топлива за счет более эффективного взаимодействия нейтронов с кольцевым слоем поглотителя, что приводит к его более полному выгоранию к концу кампании реактора.
Отсутствие теплоносителя (воды) во внутренней полости выгорающего поглотителя снижает скорость высвобождения реактивности, что обусловлено относительно жестким спектром нейтронов в полости выгорающего поглотителя.
Наиболее близким по технической сущности к описываемому является поглотитель нейтронов активной зоны водо-водяного ядерного реактора, содержащий расположенный внутри оболочки кольцевой сердечник, включающий нейтронопоглощающий материал
Наличие внутренней полости, заполненной теплоносителем, приводит к меньшему вытеснению воды в объеме активной зоны, смягчает спектр нейтронов, а также улучшает теплосъем с поверхности устройства.
Однако в данной конструкции теплоотвод от поглощающего материала более чем на половину происходит через внешнюю оболочку, т.е. в зазоре между направляющим каналом и внешней оболочкой элемента, что создает благоприятные условия для образования различного рода отложений и накипей, которые в последующем препятствуют перемещению органов регулирования по активной зоне при замене СВП или при установке новых органов регулирования.
Сущность изобретения.
Задачей настоящего изобретения является создание выгорающего поглотителя, обладающего достаточно высокими нейтронно-физическими и теплотехническими характеристиками при минимальном объеме конструкционных материалов и оптимальных толщинах и поверхности слоя с нейтронопоглощающим материалом.
Решение этой задачи позволяет получить новый технический результат, заключающийся в уменьшении отложений в каналах органов регулирования.
Данный технический результат достигается тем, что в поглотителе нейтронов активной зоны водо-водяного ядерного реактора, содержащем кольцевой сердечник, включающий нейтронопоглощающий материал, кольцевой сердечник выполнен в виде цилиндрической спирали из порошковой проволоки с наполнителем, включающим нейтронопоглощающий материал.
Отличительная особенность настоящего изобретения состоит в том, что кольцевой сердечник выполнен в виде цилиндрической спирали из порошковой проволоки с наполнителем, включающим нейтронопоглощающий материал, что позволяет существенно увеличить теплосъем внутри самого элемента и уменьшить тем самым количество отложений между внешней поверхностью элемента и направляющим каналом.
В описываемой конструкции витки спирали омываются теплоносителем, проходящим вдоль оси спирали. По этой причине одновременно со стабилизацией теплосъема происходит его увеличение, т.е. имеет место поперечное обтекание теплоносителем витков греющей поверхности элемента.
Кроме того, спираль может быть навита с постоянным или переменным шагом и/или диаметром по высоте активной зоны, а также выполнена многозаходной. Шаг спирали в зависимости от заданного закона энерговыделения можно увеличивать от центра к концам элемента или наоборот, а также монотонно изменять от одного конца к другому.
Целесообразно в качестве нейтронопоглощающего материала использовать бор-10 или гадолиний.
Порошковая проволока может иметь сечение в форме круга или прямоугольника, или квадрата, или любое иное.

Судьба термоядерного синтеза

Виктор ЛАВРУС

Идея создания термоядерного реактора зародилась в 1950-х годах. Тогда от нее было решено отказаться, поскольку ученые были не в состоянии решить множество технических проблем. Прошло несколько десятилетий прежде, чем ученым удалось «заставить» реактор произвести хоть сколько-нибудь термоядерной энергии.

Схема Международного термоядерного реактора (ИТЭР)

Решение о проектировании Международного термоядерного реактора (ИТЭР) было принято в Женеве в 1985 году. В проекте участвуют СССР, Япония, США, объединенная Европа и Канада [1]. После 1991 года к участникам присоединился Казахстан. За 10 лет многие элементы будущего реактора удалось изготовить на военно-промышленных предприятиях развитых стран. Например, в Японии разработали уникальную систему роботов, способных работать внутри реактора. В России создали виртуальный вариант установки [2].

В 1998 году США по политическим мотивам прекратили финансирование своего участия в проекте. После того, как к власти в стране пришли республиканцы, а в Калифорнии начались веерные отключения электроэнергии [3, 4], администрация Буша объявила об увеличении вложений в энергетику. Участвовать в международном проекте США не намеревались и занимались собственным термоядерным проектом. В начале 2002 года советник президента Буша по технологиям Джон Марбургер III заявил, что США передумали и намерены вернуться в проект [5, 6].

Проект по числу участников сравним с другим крупнейшим международным научным проектом – Международной космической станции. Стоимость ИТЭР, прежде достигавшая 8 миллиардов долларов, потом составила менее 4 миллиардов. В результате выхода из числа участников Соединенных Штатов было решено уменьшить мощность реактора с 1,5 ГВт до 500 МВт. Соответственно «похудела» и цена проекта.

В июне 2002 года в российской столице прошел симпозиум «Дни ИТЭР в Москве». На нем обсуждались теоретические, практические и организационные проблемы возрождения проекта, удача которого способна изменить судьбу человечества и дать ему новый вид энергии, по эффективности и экономичности сравнимый только с энергией Солнца [7].

Если участники договорятся о месте строительства станции и о начале ее строительства, то, по прогнозу академика Велихова, к 2010 году будет получена первая плазма. Тогда можно будет приступать к строительству первой термоядерной электростанции, которая, при благоприятном стечении обстоятельств, может дать первый ток в 2030 году.

В декабре 2003 года ученые, участвующие в проекте ИТЭР, собрались в Вашингтоне, чтобы окончательно определить место его будущего строительства. Агентство новостей Франс­Пресс передало со ссылкой на одного из участников встречи, что принятие решение перенесено на 2004 год [8]. Очередные переговоры по этому проекту пройдут в мае 2004 года в Вене. Реактор начнут создавать в 2006 году и планируют запустить в 2014.

Принцип работы

Термоядерный синтез* – это дешевый и экологически безопасный способ добычи энергии. На Солнце уже миллиарды лет происходит неуправляемый термоядерный синтез – из тяжелого изотопа водорода дейтерия образуется гелий. При этом выделяется колоссальное количество энергии. Однако на Земле люди пока не научились управлять подобными реакциями.

Плазма в термоядерном реакторе

В качестве топлива в реакторе ИТЭР будут использоваться изотопы водорода. В ходе термоядерной реакции энергия выделяется при соединении легких атомов в более тяжелые. Чтобы добиться этого, необходимо разогреть газ до температуры свыше 100 миллионов градусов – намного выше температуры в центре Солнца. Газ при такой температуре превращается в плазму. Атомы изотопов водорода при этом сливаются, превращаясь в атомы гелия с выделением большого количества нейтронов. Электростанция, работающая на этом принципе, будет использовать энергию нейтронов, замедляемых слоем плотного вещества (лития) [9].

Термоядерный синтез, научно-техническая проблема осуществления синтеза легких ядер с целью производства энергии. Решение проблемы будет достигнуто в плазме при температуре Т > 10⁸ К и выполнении критерия Лоусона (nτ > 10¹⁴ см^–3 с, где n – плотность высокотемпературной плазмы; τ – время удержания ее в системе). Исследования проводятся в квазистационарных системах (τ > 1 с, n+> 10¹⁴ см^–3) и импульсных системах (τ ≈ 10⁸ с, n > 10²² см^–3). В первых реакторах (токамаки, стеллараторы, зеркальные ловушки и т.д.) удержание и термоизоляция плазмы осуществляются в магнитных полях различной конфигурации. В импульсных системах плазма создается при облучении твердой мишени (крупинки смеси дейтерия и трития) сфокусированным излучением мощного лазера или электронными пучками: при попадании в фокус пучка малых твердотельных мишеней происходит последовательность термоядерных микровзрывов.

На строительство станции уйдет как минимум 10 лет и 5 млрд долларов. За престижное право быть родиной гиганта энергетики соревнуются Франция и Япония.

Место стройки

С предложениями разместить реактор на своих территориях выступили Канада, Япония, Испания и Франция.

Канада обосновывает необходимость разместить реактор на своей территории тем, что именно в этой стране находятся значительные запасы трития, являющегося отходом атомной энергетики. Строительство термоядерного реактора позволит их утилизировать.

В Японии, по сообщениям агентства «Киодо цусин», три префектуры вели отчаянную борьбу за право строительства реактора у себя. В то же время жители северного острова Хоккайдо выступали против возведения его на их земле.

В ноябре этого года Европейский союз рекомендовал французский город Кадараш в качестве будущего места строительства. Однако как пойдет голосование, предсказать трудно. Ожидается, что эксперты будут принимать решение на основе сугубо объективных научных фактов, однако политическая подоплека может также сказаться на голосовании. США уже высказались против того, чтобы отдать строительство реактора Франции, припоминая ее раскольническое поведение во время конфликта в Ираке.

«У нас есть уже существующая научная и техническая структура, компетентность и опыт, что является гарантом выполнения намеченных сроков», – сказал министр исследований Франции.

Япония также имеет ряд преимуществ – Роккашо-мура находится рядом с портом и рядом с военной базой США. К тому же японцы готовы вложить в проект куда больше денег, чем Франция. «Если будет выбрана Япония, мы покроем все необходимые расходы», – заявил министр науки и образования Японии.

Представитель правительства Франции рассказал журналистам, что перед встречей он провел «очень интенсивные переговоры на высоком уровне». Однако, по некоторым данным, все страны, кроме Евросоюза, предпочтительней относятся к Японии, чем Франции.

Экологическая безопасность

Новая установка, по оценке ученых, экологически более безопасна, нежели работающие сегодня ядерные реакторы. В качестве отработанного топлива в установке ITER образуется гелий, а не его изотопы, которые нужно хранить в специальных хранилищах десятки лет.

Ученые считают, что запасы топлива для таких электростанций практически неисчерпаемы – дейтерий и тритий легко добываются из морской воды. Килограмм этих изотопов может выделить столько же энергии, сколько 10 млн кг органического топлива.

Источники информации:

1. Международный термоядерный реактор (ИТЭР).
2. Ардаев В. Решается судьба первого термоядерного. Русская служба Би-би-си. Технологии, 2002.
3. Коляндр А. «Сверхдержава с энергетикой третьего мира». НиТ, 2003.
4. Ардаев В. Термоядерный реактор к 2010 году? Русская служба Би-би-си. Технологии, 2001.
5. Захарченко А. Предварительные итоги расследования энергозатмения августа 2003. НиТ. 2003.
6. Уайтхаус Д. Китай и США вошли в термоядерный проект. Русская служба Би-би-си. Технологии, 2003.
7. Уайтхаус Д. Термоядерный реактор: США передумали? Русская служба Би-би-си. Технологии, 2002.
8. Судьбу уникального реактора не решили. Русская служба Би-би-си. Технологии, 2003.
9. Термоядерная реакция в пробирке. Русская служба Би-би-си. Технологии, 2002.

Дата публикации:

17 января 2004 года

Общая статистика аварий на электростанциях

Традиционно профессиональные риски любой деятельности оцениваются на основе коэффициентов смертности при различных инцидентах. Однако когда это касается ядерной энергетики, акцент смещается на анализ менее очевидных и более отдаленных последствий воздействия излучения, вызывающих раковые заболевания. О профессиональных заболеваниях шахтеров при этом почти всегда забывают. В этом разделе мы коснемся только статистики самих аварий в различных областях энергетики.

Сравним статистику инцидентов на ядерных реакторах с аналогичными данными для электростанций на органическом топливе. Некоторые данные систематизированы в Таблицах 1 и 2 и с очевидностью показывают, что ядерная энергетика является более надежным и безопасным способом производства электроэнергии. Это резко расходится с обыденным мнением о страшной опасности, исходящей от АЭС. Поэтому проанализируем данные таблиц подробнее.

Основная причина неблагоприятных данных для угольной энергетики состоит в том, что для обеспечения работы даже одной электростанции необходимо добыть, обработать и транспортировать огромное количество угля. Вспомним еще раз, что у угля удельная теплота сгорания равна 3 х 10⁷ Дж/кг, а у урана - 8,2 х 10¹³ Дж/кг. Если разделить второе число на первое, получится 2,7 х 10², или 2 700 000. Именно во столько раз больше угля, чем урана, нужно добыть, переработать, доставить и сжечь для получения одинакового энергетического выхода. Другими словами – две тысячи семьсот тонн вместо одного килограмма. Наивно думать, что технологический риск угольной энергетики может быть настолько мал, чтобы при этом считать ее безопасной по сравнению с ядерной энергетикой. Об этом говорит здравый смысл, и подтверждают статистические данные.

Сравним статистику аварий в ядерной энергетике (таблица 1) и в отраслях, связанных с энергетикой на органическом топливе (таблица 2), начиная с 1977 года. Более ранние аварии на ядерных реакторах указаны в таблице 3.

Таблица 1

Серьезные аварии на военных, исследовательских и коммерческих ядерных реакторах с 1977 года

Видно, что за годы, когда в ядерной энергетике зафиксировано 5 инцидентов, в энергетике органического топливо их произошло 28, и никто не может сказать, что последствия взрывов метана, прорывов нефтепровода и пожаров не стоят упоминания по сравнению с последствиями аварий на АЭС.

Таблица 2

Некоторые инциденты, связанные с производством энергии на органическом топливе, начиная с 1977 года

Таблица 3

Более ранние зафиксированные аварии на ядерных реакторах

Мы видим, что аварии в ядерной энергетике происходят, по сравнению с энергетикой на органическом топливе, крайне редко. Причиной этих аварий всегда становилось нарушение правил, которого можно было бы избежать. Тяжелейшим по последствиям примером таких нарушений была авария на ЧАЭС (более подробно о причинах и последствиях аварии на Чернобыльской АЭС рассказано, например, в книге "Радиация, жизнь, разум", "Ростиздат", 2002 год). Взрывы же метана в угольных шахтах пока остаются неизбежным злом. Предвидеть их и обезопасить работников пока не удается никакими правилами безопасности. Отказываться по этой причине от угольной энергетики никто не собирается.

Из таблицы 4 можно узнать, например, что за 1970–1992 гг. в угольной энергетике произошло в 205 раз больше аварий, чем в ядерной. Тот, кто считает это всего лишь следствием относительно малого количества АЭС, может посмотреть на цифры коэффициента смертности. Коэффициент рассчитан на один произведенный данным методом Гигаватт-час электроэнергии. Этот коэффициент для урановой энергетики:

• в 9 раз меньше, чем для энергетики природного газа,
• в 32 раза – чем для угольной,
• в 80 раз меньше, чем для гидроэнергетики.

При этом несведущий человек наверняка назовет из четырех перечисленных самой безопасной именно гидроэнергетику.

Таблица 4

Статистика инцидентов при производстве электроэнергии

Ядерная энергетика имеет немалый опыт безопасной эксплуатации промышленных ядерных установок. Их системы безопасности постоянно совершенствуются и всецело направлены на исключение риска катастрофического радиоактивного загрязнения окружающей среды.

Оценивать риск использования любой техники следует на основе знаний, а не эмоций. Противники использования ядерной энергии, к сожалению, зачастую апеллируют только к эмоциям. В реальности, достоинства того или иного метода получения энергии можно (и должно!) оценивать с точки зрения экономической и экологической целесообразности, которые, конечно же, должны учитывать ущерб от вероятных аварий. Это сложная инженерная, математическая и социальная задача, решать которую – дело специалистов. Мы же постарались дать читателю основы знаний, которые позволят разобраться в проблеме объективно.

Безопасность реакторов

В настоящее время имеются обширные статистические данные о безопасности ядерных установок. Цифры - очень убедительный и беспристрастный судья. Вот уже пять десятилетий ядерные технологии используется в 32 странах, а некоторые действующие сегодня реакторы были построены сорок лет тому назад. В течение более чем 9500 реакторо-лет эксплуатации ядерных установок в мире зафиксирована лишь одна серьезная авария – на Чернобыльском реакторе РБМК. Только эта, "самая тяжелая" авария (см. таблицу 1), привела к большим человеческим жертвам и серьезным экологическим последствиям. Анализ причин аварии выявил конструктивный недостаток графитовых стержней – замедлителей, который ныне устранен во всех действующих реакторах РБМК. Этот недостаток конструкции сам по себе не привел бы к аварии, если бы не были нарушены правила эксплуатации реактора. Строгое соблюдение регламента работы АЭС и выполнение всех технических стандартов полностью гарантирует от аварии, исключая случаи вроде падения метеорита. Но от этого никто не застрахован.

Большинство сценариев развития аварийных ситуаций рассматривает, прежде всего, потерю охлаждения реактора. Это может приводить к расплавлению топлива в активной зоне ядерного реактора и выбросу в окружающую среду продуктов деления. Поэтому обязательным является наличие резервных систем охлаждения реактора. В случае, если и они не срабатывают должным образом, в конструкции реакторов предусматривается система защитных барьеров, предотвращающих радиоактивное загрязнение среды. Как стало очевидно в 1986 году после аварии на Чернобыльской АЭС, не все из реакторов, разработанных ранее в СССР, имели такую "глубоко эшелонированную" защиту. После аварии нормы безопасности были ужесточены и сегодня приблизительно одну четвертую часть стоимости реакторов составляют затраты на обеспечение систем безопасности, гарантирующих защиту персонала и населения от последствий различных нештатных ситуаций. В таблице 8 показана международная шкала ядерных инцидентов.

Таблица 1.

Международная шкала ядерных аварий

История развития атомной энергетики знает несколько аварийных ситуаций, происшедших на ядерных объектах. Кроме единственной - Чернобыльской катастрофы, оцененной в 7 баллов по международной шкале, тревожными оказались пятибалльные аварии в Виндскэйле (Велиобритания) в 1957 году и в Три-Майл Алэнд (США) в 1979 году.

В таких авариях главная опасность для здоровья исходит от продуктов деления, таких как йод-131 и цезий-137. Они биологически активны, и при попадании в организм вместе с пищей задерживаются в нем.

Йод-131 имеет период полураспада 8 дней и опасен в течение первого месяца после аварии. Именно йод-131 вызывает раковые образования щитовидной железы.

Цезий-137 имеет период полураспада 30 лет, и поэтому потенциально опасен в качестве примеси в травах на пастбищах и в зерновых культурах.

Также опасен и сильно радиоактивный изотоп цезия-134, который имеет период полураспада приблизительно два года.

В то время как опасное воздействие йода-131 может быть уменьшено специальными мерами (эвакуацией населения с загрязненных территорий на несколько недель, йодная профилактика), радиоактивный цезий может препятствовать производству продовольствия на загрязненных землях в течение долгого времени.

Другие радиоактивные вещества, присутствующие в активной зоне реактора, образуются не в таких больших количествах и не являются биологически активными (теллур-132, трансурановые элементы).

Промышленный ядерный реактор ни при каких обстоятельствах не может взорваться подобно ядерной бомбе. Тщательный многолетний анализ возможных аварий на АЭС показывает, что строгое соблюдение регламента работы АЭС и выполнение всех технических стандартов полностью гарантирует от аварии. Сегодня приблизительно одну четвертую часть стоимости реакторов составляют затраты на обеспечение систем безопасности, гарантирующих персонал и население от последствий различных нештатных ситуаций.

Вчера, на заседании Международной конференции, были сделаны доклады о состоянии современной науки, трендах развития.

НИИ ВВЭР сделало доклад о водо-водяных реакторах с одним контуром. Среди прочих преимуществ данной технологии были названы:высокая безопасность, по сравнению с другими технологиями, небольшое количество отходов. Говорилось о возможности достижения 44% КПД. Обсуждались материалы, используемые в производстве, в т.ч. преимущества тория,чьи характеристики могут быть улучшены быстрым спектром нейтронов. Была высказана критика газовых реакторов, так как теплоноситель утекает, нет контроля герметичности, а также носитель взрывоопасен. Выступали сотрудники НИИ № 1157 и 1159.

Также выступал представитель НИИ реакторов на БН № 1161. Он определил основные направления развития своей отрасли. Это увеличение надежности, баланс температур.

Идеи и тезисы, высказанные этими НИИ на конференции, определяют приоритеты идей в мировом научном сообществе . Спаисбо их авторам. Удачи всем участникам. Орг.комитет Международной конференции.

МГТУ им. Н.Э. Баумана

 05, май 2009

Введение

 Повышение тепловой мощности активных зон является важным для повышения конкурентоспособности действующих и проектируемых АЭС.  Над данной задачей работают многие коллективы организаций атомной отрасли. Предложены и находятся в большой степени проработанности четыре направления повышения тепловой мощности.

 ·        Увеличение загрузки топлива в активной зоне. Например, высота топливного столба в ТВС-2М по сравнению с ТВС-2 увеличена на 150 мм за счет изменения конструкции хвостовика и головки .

 ·        Снятие избыточного консерватизма в теплогидравлических и нейтронно-физических расчетах позволило обосновать возможность повышения тепловой мощности до 104% за счет уменьшения коэффициента запаса по линейной мощности .

 ·        Введение в кассеты интенсификаторов тепломассообмена с тем, чтобы  повысить значения критического теплового  потока, увеличить теплосъем с ТВС.

 ·        Изменение диаметров твэлов, что требует  большого объема НИОКР .

 Исследование влияния интенсификаторов тепломассообмена на увеличение тепловой мощности ТВС было начато в 70-80 голах прошлого века. Оно базируется на представлении о физической природе кризиса теплообмена при кипении, являющегося главной причиной, ограничивающей тепловую мощность наиболее напряженных ТВС, а следовательно и активной зоны в целом.

 Кризис кипения  —   явление характеризуемое внезапным падением коэффициента теплоотдачи вследствие изменения механизма кипения, что  приводит к росту температуры поверхности нагрева.  Тепловой поток непосредственно перед наступлением кризиса называется критическим тепловым потоком.

 На кризис кипения при вынужденном движении потока жидкости  влияние оказывают пузырьковый слой, движущийся па­раллельно поверхности нагрева, который так близко примы­кает к поверхности нагрева, что ограждает ее от поступления холодной жидкости, а также неустойчивость потока. Последняя характеризуется тем, что в процессе местных колебаний тече­ния пограничный слой периодически замедляется, а нагретая поверх­ность под этим временно заторможенном слоем может пере­греться, что приводит к преждевременному кризису кипения.

 Различают кризис кипения в зоне недогрева потока до состояния насыщения или низкого массового паросодержания. Такой тип кризиса кипения наблюдается только при относительно высоких тепловых потоках, когда возникает такое интенсивное кипение, что пузыри скапливаются возле поверхности нагрева. Величина критического теплового потока в большей степени зависит от параметров пристенной зоны, чем от недогрева основной части потока. Такой тип кризиса кипения называют кризисом кипения первого рода. Именно он характерен для ректоров с водой под давлением.

Повышение мощности активной зоны требует повышения величины критического теплового потока. Конструкции ТВС активных зон отечественных и зарубежных водо-водяных реакторов имеют определенные размеры твэлов, шаг их расположения, тепловые диаметры ячеек.   Единственной возможностью повышения величины критического теплового потока остается варьирование параметрами функции  — шагом расположения решеток и коэффициентом гидравлического сопротивления.

  Например, для квадратной ячейки ТВС, типичной для реактора PWR ,   средний равномерный тепловой поток с поверхности твэлов . Допускается наличие максимально напряженной ячейки с равномерным по высоте тепловым потоком (ТП) . При повышении тепловой мощности активной зоны на 30%, тепловой поток в рассматриваемой ячейке станет равен . Массовая скорость  не меняется. Тогда при наличии только обычных дистанционирующих решеток, расположенных с шагом 500 мм и имеющих  , наблюдается кризис кипения на расстоянии 3480 мм от низа активной зоны.

  Возможны два варианта повышения величины КТП по всей высоте активной зоны:

1. Варьирование шагом решеток.

Уменьшение шага решеток приведет к увеличению числа решеток в активной зоне, что,  во-первых, приведет к росту потерь давления, а во-вторых, окажет влияние на нейтронно-физические характеристики активной зоны за счет увеличения количества металла в ней, являющимся паразитным поглотителем нейтронов.

  Уменьшение шага с 500 мм до 250 мм при  позволяет поднять КТП на 9% по сравнению с первоначальным вариантом расположения решеток. Но при этом в 2 раза увеличилось количество решеток, а, следовательно, и потери давления от действия всех решеток возрастут в те же 2 раза.

2.  Варьирование коэффициентом гидравлического сопротивления.

В этом случае количество решеток не меняется, не увеличивается доля металла в активной зоне, но меняется величина гидравлических потерь.

  Увеличение  с 0,65 до 1,2 при шаге 250 мм  позволяет поднять КТП  еще на 3,4% по отношению к варианту с  шагом расположения 250 мм и . Хотя количество решеток в этом случае не увеличивается, но возрастает их гидравлическое сопротивление, а, следовательно, и гидравлическое сопротивление активной зоны.

    Заключение.

  Одним из ограничений увеличения мощности как работающих, так и проектируемых ТВС служит кризис теплообмена. Кризис теплообмена в пучке ТВС имеет локальный характер и в настоящее время рассчитывается по моделям, обобщающим экспериментальные данные, полученные на электрообогреваемых  имитаторах ТВС, учитывающих особенности конкретных пучков твэлов. Но как правильно заметили авторы, в ряде случаев полученные результаты стоит рассматривать как оценочные и  нуждающиеся в подтверждении экспериментом. Тем не менее, было установлено, что дистанционирующие, перемешивающие решетки позволяют существенно увеличить значение критического теплового потока. Выбором положения решетки, их характеристик и количества можно повысить тепловую мощность ТВС принятых для ВВЭР-1000 размеров на 15-20%.

В 2008 году установленная мощность российских АЭС составляла 23,5 ГВт. К 2015 году, как предполагается, мощность АЭС России достигнет 30,8 ГВт, к 2020 году - 36,4 ГВт, к 2025 году - 44,5 ГВт

В качестве ориентиров развития атомной энергетики России на долгосрочную перспективу взяты установленные мощности АЭС: 90 ГВт к 2030 году и 170 ГВт к 2050 году

Я призываю моих инженеров вести направления в тех же ключах как в его выступление на III Международном Форуме по нанотехнологиям. http://www.chubais.ru/workplace/news/view/5328/

Нужно вкладывать деньги в подготовку кадров для нужд нашей экономики, особенно в сфере науки, техники и управления.

До сих пор в наших вузах страны не проведены глобальные реформы по "автоматизации" обучения. Под автоматизацией, я понимаю внедрение свободного цифрового информационного пространства, в котором бы содержалась вся необходимая для обучения информация от текстового вида до видео, а так же предоставление и продвижение современных цифровых устройств в обучение таких как персональные ноут буки.

Студент должен иметь возможность в наше время не приходя в институт обучаться стационарно там где ему этого захочется.

P.S.: В пример приведу свою кафедру электроники. У нас хорошие преподаватели, но как они сами говорят курсы "старой" электроники для нас уменьшили по сравнению с тем что было раньше в разы, так вот на том что осталось, хотелось бы опробовать знание в виде схемы сразу на своем ноуте, промоделировав её сразу же. а вместо этого мы проделываем лабы на старых макетах (мучаясь с тем что в этой схеме перегорел транзистор, на этом стенде барахлит "старый" осциллограф или генератор, а в этой ...), вместо ввели бы что то более материальное как пайка схем, или как на кафедре "автоматики" их сборку после создания и моделирования в программах.

Ю.Д. Баранаев, А.П. Глебов, А.В. Клушин. ГНЦ РФ-ФЭИ, Обнинск, Россия

Водоохлаждаемые реакторы при сверхкритическом давлении (СКД) теплоносителя рассматриваются в качестве перспективы развития технологии водоохлаждаемых энергетических реакторов, имеющей многолетний практический опыт и являются одним шести направлений разрабатываемых по международной программе GEN-IV, в соответствии с которой их внедрение предполагается к 2030 г.

Привлекательными особенностями этих реакторов по сравнению с используемыми в настоящее время реакторами с водой под давлением и кипящими реакторами являются:

·       простая тепловая схема (перегретый пар из реактора идет на турбину), что исключает большое количество дорогостоящего оборудования (парогенераторы,трубопроводы, насосы,арматура второго контура) и приводят к снижению металлоемкости на ~60 %;

·       высокие параметры пара (давление ~25 МПа, температура 535–545 °C) и одноконтурная схема позволят получить к.п.д. установки до 44 %;

·       сокращение необходимого количества теплоносителя в активной зоне позволяет размещать твэлы в тесных решетках, за счет чего реактор будет иметь быстрый спектр нейтронов с коэффициентом воспроизводства около 1.

В 2006 - 2008 в сотрудничестве ГНЦ РФ-ФЭИ и ОКБ «Гидропресс» была разработана «Концепция РУ ВВЭР-СКД» в которой были рассмотрены варианты реактора с тепловым и быстрым спектрами нейтронов, охлаждаемого водой с СКД.

Были определены основные характеристики вариантов активных зон: мощность, параметры теплоносителя, количество ТВС и твэлов в них, шаги размещения. Выбраны конструкции твэл, ТВС, СУЗ, внутрикорпусных устройств, корпусов реакторов, определены используемые в них материалы.

Поскольку величина подогрева теплоносителя в активной зоне ~ 250 °С, было предложено и обосновано использование в этих реакторах двухходовых схем теплоотвода.

Одними из основных требований к перспективным реакторам являются:

·                  снижение расхода природного урана;

·                  обращение с ОЯТ и РАО – замыкание топливного цикла;

·                  возможность использования различных топливных загрузок, включая и торий, поскольку его запасы в ~ 3 раза больше чем U.

На основании расчетов выполняется анализ, насколько полно реактор ВВЭР-СКД позволяет удовлетворять указанным выше требованиям.

Для реактора с тепловым и быстрым спектром нейтронов проведены расчеты топливных циклов с (U-Pu-Th) топливом, определены основные физические характеристики такие как:

- параметры топливных циклов;

- эффекты реактивности;

- компенсируемость СУЗ в состояниях: N = Nн, обезвоживание, залив холодной водой;

- коэффициенты воспроизводства (КВ) и др.

В тепловом варианте активной зоны спектр нейтронов получается эпитепловым (~ 60 % делений происходит на нейтронах тепловых энергий, 30 % - резонансных, 10 % - быстрых), обеспечивается КВ ≈ 0,73, что позволяет сократить расходы природного сырья (в ~ 2 раза по сравнению с ВВЭР), наряду с твэлами реакторов ВВЭР использовать МОХ-топливо и отработать технологию для перехода к реакторам с СКД с быстрым спектром нейтронов.

При тесной решетке твэл спектр нейтронов получается быстро-резонансным, КВ ≈ 0,93, при использовании в этом реакторе своего ОЯТ потребуется дообогащение ~ 160 ÷ 200 кг промышленного плутония в год. Таким образом, один реактор типа БН-К (Nэ = 1200 МВт) может обеспечить промышленным плутонием 2 реактора ВВЭР-СКД (Nэ = 1700 МВт). Сочетание этих двух технологий обеспечивает замыкание топливного цикла и может сделать эффективной будущую АЭ.

Представленные результаты расчетов топливных циклов (U-Pu-Th) показали, что в реакторах с эпитепловым и быстро-резонансным спектром нетронов может эффективно использоваться и Th в смешанном цикле с МОХ-топливом или в чистоTh-цикле. При этом могут быть решены проблемы экономической эффективности, обеспечения ядерной безопасности.

http://www.seu.ru/programs/atomsafe/books/Kuznecov/Doclad2.htm

В.М.Кузнецов

Директор программы по ядерной и радиационной безопасности
Российского Зеленого Креста.

В.Ф. Поляков

Генеральный директор
ООО “Алкона”

Доклад
“Настоящее и будущее быстрых реакторов.
Некоторые вопросы экономики БН-800”.

Введение.

В последнее время Министерством по атомной энергии Российской Федерации усиленно проталкиваются ядерные реакторы на быстрых нейтронах, которые как утверждает министерство являются самыми перспективными.

В соответствии со стратегией развития атомной энергетики России до 2030 года и на период до 2050 года представленных Минатомом РФ в материалах к заседанию Правительства Российской Федерации (План заседания Правительства Российской Федерации и его Президиума на 2-й квартал 2000 года, 25 мая 2000 г., П. 2) указывается, что необходимо “…создание технологической базы для крупномасштабной атомной энергетики на быстрых реакторах естественной безопасности без ограничений по топливным ресурсам…”. Кроме этого, “…основное направление утилизации избыточного оружейного плутония, как и плутония из облучённого ядерного топлива, состоит в использовании смешанного уран-плутониевого топлива быстрых реакторов, которые составят основу будущей крупномасштабной атомной энергетики…”.

На основании вышеизложенного, авторы настоящего доклада при подготовке материалов ставили себе следующие задачи:

• представить открытую и достоверную информацию о конструкции, эксплуатации и безопасности единственного в России быстрого реактора БН-600 работающего на Белоярской АЭС;

• представить информацию соответствия энергоблока № 3 Белоярской АЭС требованиям нормативных документов по безопасности в атомной энергетике (“Общих положений обеспечения безопасности атомных станций (ОПБ-88/97”);

• рассмотреть возможное полномасштабное использование оружейного плутония в быстрых реакторах (МОХ-топливо), в том числе некоторые вопросы его экономики;

• рассмотреть вопросы связанные с нераспространением ядерных материалов;

• рассмотреть некоторые вопросы безопасности проекта ядерного реактора БРЕСТ-300;

• рассмотреть вопросы экономики строящегося IV энергоблока БН-800 Белоярской АЭС.

Авторы доклада выражают свою признательность организациям, оказавшим финансовую помощь в работе над докладом, и в том числе:

• программе по ядерной и радиационной безопасности Международного Социально-экологического союза. Руководитель - Е.Крысанов;

• группе “ЭКОЗАЩИТА”. Руководитель – В.Сливяк

Мировой и отечественный опыт эксплуатации быстрых реакторов.

В США Л.Сцилардом в январе 1943 г. была высказана идея о расширенном воспроизводстве ядерного горючего. С 1949 г. в бывшем СССР под руководством А.И.Лейпунского велась многоплановая исследовательская работа по созданию реакторов на быстрых нейтронах.

Первый промышленный бридер – экспериментальный реактор 1 – тепловой мощностью 0,2 МВт был введен в действие 20 декабря 1951 г. в ядерном центре в Айдахо, США. В бывшем СССР похожий реактор был введен в эксплуатацию

четырьмя годами позже в г.Обнинске.

На данный момент в России эксплуатируются ядерные исследовательские установки на быстрых нейтронах расположенные в ФЭИ г.Обнинске - БР-10 (первоначально БР-2) запущен в эксплуатацию в 1959 г., реконструирован в 1982 г. и в НИИАРе (научно-исследовательских институт атомных реакторов) г.Димитровград - БОР-60 запущен в эксплуатацию в 1968 г.

Карта расположения действующих, остановленных и строящихся ядерных объектов
с быстрыми реакторами на территории экс-СССР.

В 1956 г. консорциум компаний США приступил к сооружению 65 МВт демонстрационного реактора-бридера “Ферми-1” (Детройт).

Интерес промышленности США к бридерам упал, после того как в 1966 г. вскоре после пуска реактора “Ферми-1” на нем из-за блокады в натриевом контуре произошла авария с расплавлением активной зоны; в конце концов этот бридер был демонтирован.

Обнинская АЭС.

Германия первый бридер построила в 1974 г. и закрыла в 1994 г. Реактор большей мощности SNR-2, строительство которого началась еще в начале 70-х гг, так и не был введен в эксплуатацию после завершения строительства в конце 90-х гг.

Во Франции в 1973 г. был введен в эксплуатацию первый бридер PHENIX, а в 1985 г. – полномасштабная АЭС с реактором на быстрых нейтронах SUPERPHENIX (стоимость строительства – 5 млрд.дол.).

Япония в 1977 г. закончила строительство опытного бридера “Дзёё”, на эксплуатацию которого до сих пор не получена лицензия. Большой демонстрационный реактор на быстрых нейтронах “Мондзю”, введенный в эксплуатацию в 1994 г., в декабре 1995 г. закрыт после пожара при утечке натрия и откроется ли опять неизвестно.

В экс-СССР первый бридер БН-350 был построен на берегу Каспийского моря для снабжения энергией установки опреснения воды.

Центральный зал БН-350.

В 2000 г. реактор был остановлен, принято решение о снятии его с эксплуатации.

В 1956 г. на ВМФ СССР был пущен прототип реактора с жидкометаллическим теплоносителем и началось обучение экипажа для АПЛ с ЖМТ К-27 (проект 645).

В ее реакторах теплоносителем являлся сплав свинца и висмута. Проектированием лодки пр.645 занималось СКБ-143, которое создало АПЛ проекта 627А (класса “Ноябрь"). Строилась эта АПЛ в г.Северодвинске. К-27. 24.05.68. Баренцево море. Подводная лодка К-27 (пр.645 класса "Ноябрь" ЖМТ) находилась в Баренцевом море. Проверялись параметры ГЭУ на ходовых режимах после выполнения модернизационных работ. Мощность реактора самопроизвольно начала снижаться. Личный состав, не разобравшись в ситуации, попытался поднять мощность ЯР, но безуспешно. В это время возросла гамма-активность в реакторном отсеке до 150 Р/час и произошел выброс радиоактивного газа в реакторный отсек с буферной емкости. Радиационная обстановка на АПЛ ухудшилась. Личный состав сбросил аварийную защиту реактора. Как выяснилось позже, в результате аварии разрушилось около 20% тепловыделяющих элементов активной зоны. Причиной аварии стало нарушение теплосъема с активной зоны. Официальных данных об уровнях загрязнения подводной лодки, окружающей среды и уровнях облучения личного состава нет. АПЛ была затоплена в Карском море в 1981 г. на глубине 50 м.

На базе АПЛ пр.645 были воздана серия из 7-ми скоростных ПЛА проектов 705 и 705К ("Альфа"). Лодки строились в г.Северодвинске на ПО "Севмаш" и в г.Ленинграде.

Серия подводных лодок проекта 705 (класса "Альфа") создана по инициативе бывшего главнокомандующего ВМФ адмирала флота Советского Союза Г.Горшкова. Первая подводная лодка (командир - капитан 1-го ранга Пушкин Александр Сергеевич) после завершения строительства во время заводских испытаний и непродолжительной опытной эксплуатации показала низкую надежность и в результате ряда крупных поломок была разрезана. Реактор с невыгруженной активной зоной, залитой фурфуролом и битумом находится на заводе "Звездочка" в г.Северодвинске. Остальные шесть кораблей этой серии эксплуатировались в течение 10 лет. За это время корабельные ЯЭУ с ЖМТ наработали около 70 реакторо-лет.

По состоянию на сегодняшний день все они выслужили свой срок и выведены из боевого состава, кроме К-123.

Освоение кораблей с ЯЭУ на ЖМТ было трудным. Специфика заключалась в том, что существовала опасность затвердевания сплава, что привело бы к выводу из строя атомной установки. В Западной Лице, где базировались корабли класса "Альфа", был создан целый береговой комплекс для кораблей этого проекта. Построена специальная котельная для подачи пара на корабли, а также к пирсам поставлены плавказарма и эсминец, которые давали пар от своих котлов. Однако, в связи с низкой надежностью берегового комплекса подводные лодки "грелись" от своего тепла, т.е. ЯР работали на минимально контролируемом уровне мощности. Это приводило к быстрому износу реакторов и необходимости постоянного присутствия экипажа на борту лодки. Трудности с обеспечением внешним теплом привели к тому, что практически все АПЛ этого класса к концу 80-х г.г. были выведены из эксплуатации. Перегрузка ядерного топлива не осуществлялось, из-за чего ЯЭУ этого класса АПЛ получили название - "реакторы одноразового использования".

Вторая ядерная авария произошла на АПЛ К-123, заказ No.105. Головная АПЛ северодвинской постройки. Принята в эксплуатацию 26 декабря 1977 г. 8 апреля 1982 г. на К-123 произошла авария, которая закончилась выходом ЖМТ из первого контура в отсек и распространением радиоактивности. Ремонт занял 9 лет и закончился заменой реакторного отсека.

Одним из главных недостатков АПЛ С ЖМТ явилось использование теплоносителя “свинец-висмут” в первом контуре реакторной установки. При реакции захвата нейтрона висмутом идет наработка полония-210. На конец кампании активность полония-210 в теплоносителе первого контура составляет 28.8 Ки/л. Высокая активность и проникаемость полония-210 (являющийся альфа – излучателем) существенно влияла на радиационную обстановку при эксплуатации реакторной установки и производстве работ по обращению с отработанным ядерным топливом.

Белоярская АЭС.

В настоящее время в России единственный промышленный реактор на быстрых нейтронах работает на Белоярской АЭС.

Панорама Белоярской АЭС.

Белоярская АЭС им. И.В.Курчатова расположена в пос.Заречный Свердловской области. Строительство станции началось в 1956 году. Первый блок с реактором АМБ-100 (ранний вариант графитового канального реактора) введен в эксплуатацию в 26 апреля 1964 года, выведен из эксплуатации 10 декабря 1981 г. Второй блок с реактором АМБ-200 введен в эксплуатацию 31 декабря 1967 года, выведен из эксплуатации 10 сентября 1989 года.

Оба остановленных энергоблока находятся в стадии подготовки к выводу из эксплуатации. Контроль за функционированием оставшихся в работе систем и оборудования производится в соответствии с технологическими регламентами эксплуатации Белоярской АЭС, регламентами технического обслуживания и ремонта, а также эксплуатационными инструкциями.

На блоках 1-й очереди Белоярской АЭС практически мало что меняется на протяжении почти 20 лет в части снижения потенциально-опасной радиационной обстановки, создавшейся в результате предыдущей эксплуатации блоков 1 и 2.

Из реактора выгружены энергоблока № 1 полностью все ОТВС, ядерное топливо осталось в виде просыпей, распределенных в кладке реактора по многим локальным зонам. Количество просыпей не превышает 180 кг (определено по гамме-методике) и 130 кг (по нейтронному методу). На блоке остались в работе системы контроля за мощностью реактора, спецвентиляции и энергоснабжения.

На Белоярской АЭС вода в бассейне-выдержки отработанного ядерного топлива (БВ-1,2) за длительное время хранения ОТВС (из-за потери герметичности части кассет имеет место прямой контакт урана с водой,) практически превратилась в ЖРО с удельной активностью 1,2*10^-3 Ки/л и серьезно снижает безопасность 1-ой очереди.

Для повышения безопасности хранения ОЯТ 1-й очереди в апреле 2000 года введена в опытную эксплуатацию система очистки воды в БВ-1, 2, в результате чего удалось снизить активность по цезию-137 в БВ-1 и в БВ-2 почти на два порядка. В результате работы системы из БВ-1 (бассейн-выдержки) выведено 2440 Ки и из БВ-2 - 4481 Ки. Концерн "Росэнергоатом" и Белоярская АЭС разработали план мероприятий поэтапного вывода блоков 1 и 2 из эксплуатации с конкретными сроками их реализации.

По предложению Госатомнадзора России эксплуатирующая организация определила категорию блоков 1 и 2 Белоярской АЭС и представила в Госатомнадзор России необходимые документы для получения лицензии.

При снятии с эксплуатации энергоблоков N1,2 Белоярской АЭС ставились следующие задачи:

• разработка эффективных и экономичных методов долговременной консервации оборудования,

• разработка дешевых способов дезактивации трубопроводов и оборудования, в условиях когда не требуется их повторное использование,

• разработка методов и средств ускоренного демонтажа трубопроводов,

• решение вопросов сбора, транспортировки, переработки и захоронения РАО,

• получение опыта работы по снятию с эксплуатации блоков АЭС.

К сожалению, работам по снятию с эксплуатации Минатомом России был придан локальный характер, и намеченные цели и задачи не были выполнены.

Одним из самых трудных вопросов является утилизация ОТВС, т.к. радиохимические заводы Минатома России отказываются брать их на регенерацию, в связи с тем, что у них отсутствуют технология по переработке.

В настоящее время на станции действует только третий блок - экспериментальный реактор-размножитель на быстрых нейтронах БН-600 (ОК-505). Его строительство было начато в 1966 году, введен в эксплуатацию в 8 апреля 1980 году, а вывод из эксплуатации намечен после 2010 г.

В 1987 начал строится четвертый блок с экспериментальным реактором БН-800. В 1988 году строительство было прекращено в связи с протестами общественности, а в июне 1992 года, по распоряжению Б.Ельцина, строительство снова продолжено.

Ниже приведено описание наиболее серьезных инцидентов происшедших на Белоярской АЭС:

• С 1964 по 1979 год неоднократно происходили разрушения топливных сборок активной зоны на первом блоке. В 1977 году произошло расплавление половины топливных сборок активной зоны на втором блоке. Ремонт длился около года. 31 декабря 1978 года произошел пожар на втором энергоблоке. Пожар возник от падения плиты перекрытия машинного зала на маслобак турбогенератора. Выгорел весь контрольный кабель. Реактор оказался без контроля. При организации подачи аварийной охлаждающей воды в реактор переоблучилось восемь человек [1];

• В августе 1992 года экспедицией Госкомчернобыля России в районе Белоярской АЭС обнаружены аномальные концентрации цезия-137, кобальта-60. Максимальная мощность излучения зарегистрирована на уровне около 1200 мкР/час и сформирована в основном излучением кобальта-60;

• 22 декабря 1992 года на станции при перекачке жидких радиоактивных отходов на спецводоочистку для ее переработки из-за халатности персонала было затоплено помещение обслуживания насосов ХЖО. Вода поступила в страховочный поддон и из-за его неплотности, также из-за переполнения попала в грунт под ХЖО, а затем по специальной дренажной сети, предназначенной для отвода грунтовых вод, - в водоем-охладитель. Общее количество ЖРО, попавших в поддон, около 15 м³ суммарной активностью 6 Ки. Суммарная активность цезия-137, попавшего в пруд-охладитель, около 6 мКи. Этому инциденту был присвоен третий уровень опасности по международной шкале INES [1];

• 7 октября 1993 года в 11 часов 19 минут третий блок Белоярской АЭС был остановлен по признакам повышения радиационного фона в вытяжной вентиляционной сети. Причины останова - утечка теплоносителя в одной из вспомогательных систем. Также, по словам директора станции, произошло незначительное возгорание. Происшествие оценено как инцидент первого уровня по шкале INES [2];

• 6 июня 1994 года, во время капитального ремонта, произошла утечка нерадиоактивного натрия из второго контура, из-за чего начался пожар. Персонал станции своими силами справиться не смог и вызвал пожарную бригаду. У нее также не оказалось средств для тушения натрия. После того, как утечка натрия была остановлена, уже вышедший натрий выгорел, и пожар сам прекратился [2].

• В течение ППР-2000 на блоке 3 Белоярской АЭС устранялись дефекты с вырезкой и заменой вставок на всех ПГ (ранее были выявлены трещины в околошовной зоне композитных сварных стыков парогенераторов).

• на конец 2000 г. степень заполнения ХЖО на Белоярской АЭС составляет 96%.

Особенности реакторов на быстрых нейтронах.

Главная особенность реакторов на быстрых нейтронах состоит в том, что они открывают возможность использования не делящихся в реакторах на тепловых нейтронах изотопов тяжелых элементов. В топливный цикл могут быть вовлечены запасы U-238 и Th-232, которых в природе значительно больше, чем U-235 - основного горючего для реакторов на тепловых нейтронах. В том числе может быть использован и так называемый "отвальный уран", оставшийся после обогащения ядерного горючего U-235.

Реакторы на быстрых нейтронах дают возможность расширенного воспроизводства ядерного горючего. Это значит, что например, на 100 разделившихся ядер горючего в реакторах на быстрых нейтронах образуется примерно 120-140 новых ядер, способных к делению.

Активные зоны реакторов на быстрых нейтронах (БН) весьма существенно отличаются от активных зон реакторов на тепловых нейтронах.

Экономически необходимая средняя глубина выгорания уран-плутонивого топлива в БН должна составлять 100-150 МВт*сут/кг, т.е. она должна быть в 2,5-3 раза выше, чем в реакторах на тепловых нейтронах, что обусловлено высокой стоимостью топлива БН. Для достижения указанной глубины выгорания требуется высокая радиационная стойкость ТВЭЛ и ТВС БН, необходимая стабильность геометрических параметров, сохранение герметичности и пластичности оболочек ТВЭЛ, их совместимость с продуктами деления и устойчивость к коррозионному воздействию теплоносителя и т.п. Активная зона БН окружена в радиальном и осевом направлениях зонами воспроизводства (экранами), заполненными воспроизводящим материалом - обедненным ураном, содержащим 99,7-99,8% U-238.

Главная же особенность использования уран-плутониевого топлива в БН состоит в том, что в его активной зоне процесс деления ядер быстрыми нейтронами сопровождается большим выходом (на 20-27%) вторичных нейтронов, чем в реакторах на тепловых нейтронах. Это создает основную предпосылку для получения высокого значения коэффициента воспроизводства и обеспечивает расширенное воспроизводство ядерного топлива в реакторах-размножителях.

Использование в качестве теплоносителя натрия ставит перед эксплуатацией АЭС следующие задачи.

Среди них следующие:

• чистота натрия используемого в БН. Возможно достичь даже 99,95% , т.е. не более 5*10^-4 примесей. Больше проблем вызывает примеси кислорода из-за участия кислорода в массопереносе железа и коррозии компонентов;

• натрий является очень активным химическим элементом. Он горит в воздухе и других окисляющих агентах. Горящий натрий образует дым, который может вызвать повреждение оборудования и приборов. Проблема усложняется в случае, если дым натрия радиоактивен. Горячий натрий в контакте с бетоном может реагировать с компонентами бетона и выделять водород, который в свою очередь взрывоопасен. Для устранения опасности, натрий и продукты его сгорания следует тщательно контролировать;

• возможность реакций натрия с водой и органическими материалами. Особенно это важно для конструкции парогенератора. Так как утечка из водяного контура в натриевый, приводит к быстрому росту давления;

• проблема взаимодействия натрия с расплавленным ядерным топливом (при тяжелой аварии с расплавлением активной зоны

Стабильность быстрых реакторов зависит от параметров, перечисленных ниже:

• пустотного натриевого коэффициента.

Изменение в реактивности происходит при изменении плотности натриевого теплоносителя (или полного оголения АЗ). Натриевый пустотный коэффициент может быть положительным или отрицательным, зависит от размеров АЗ, геометрии и состава материалов;

• механических расширений ТВЭЛ.

При увеличении уровня мощности реактора, происходит тепловое расширение топливных сборок. Это эффективно увеличивает размеры АЗ, тем самым уменьшается ее реактивность;

• радиоактивность первого контура.

Радиоактивные изотопы N-24,22 (азот) является продуктами активации, возникающими вследствие нейтронного облучения натрия первого контура, периоды полураспада N-24,22 составляют соответственно 15 ч и 2,6 года. Как результат радиоактивность натрия первого контура остается высокой в течение значительного времени после остановки реактора. Касаясь только N-24, отметим, что требуется более четырех суток после остановки реактора, прежде чем персонал может находиться вблизи больших количеств натриевого теплоносителя.

Переход к серийному сооружению АЭС с БН осложнено многими неотработанными в промышленном масштабе технологическими процессами и нерешенными вопросами оптимальной организации их ядерного топливного цикла (ЯТЦ), который должен базироваться на плутонии и может быть только замкнутым с очень коротким (до 1 года) временем внешнего цикла (химическая переработка отработавшего топлива и дистанционно управляемое изготовление свежего топлива).

Удельные капиталовложения в АЭС с БН в настоящее время значительно (1.5-2 раза) превышают удельные капиталовложения в АЭС с реакторами на тепловых нейтронах. Сдерживающее влияние на развитие БН оказывает также пока благополучное положение в мире с ресурсами относительно дешевого урана.

Краткая характеристика энергоблока БН-600.

Сооружение энергоблока № 3 с реактором БН-600 Белоярской АЭС было произведено на основании Постановления Совета Министров СССР № 800-252 от 29.06.1966 г.

Энергоблок № 3 с реактором на быстрых нейтронах БН-600 был введен в эксплуатацию 08.04.1980 г. и предназначен для производства электроэнергии в базовом режиме и вторичного ядерного топлива. В состав энергоблока входят: реактор БН-600 тепловой мощностью 1470 МВт, три парогенератора типа ПГН-

200М и три турбоустановки типа К-210-130-3.

Принципиальная схема III-его энергоблока Белоярской АЭС.

Реактор расположен в бетонной шахте, облицованной стальным листом толщиной 10 мм. Сверху шахту с реактором перекрывает верхняя биологическая защита. Компоновка реактора БН-600 является интегральной, при которой все оборудование как собственно реактора (активная зона и зона воспроизводства, внутрикорпусные устройства с напорной камерой, коллекторами и нейтронной подпоркой, СУЗ и их исполнительные механизмы), так и оборудование I контура (основные трубопроводы, главные циркуляционные насосы, промежуточные теплообменники) размещаются в общем баке-корпусе реактора. Корпус реактора заключен в страховочный корпус. Теплоносителем I контура является натрий.

В качестве топлива используется высокообогащенная двуокись урана-235 (17, 21, 26%). Активная зона условно представляет собой цилиндр диаметром 2 м, высотой 1 м и окружена зоной воспроизводства из обедненной двуокиси урана, в которой осуществляется наработка вторичного топлива – плутония (было проведено несколько экспериментов по загрузке реактора смешанным уран-плутониевым топливом ).

Технологические схемы II и III контуров являются независимыми и выполнены по трехпетлевому принципу (технологическая схема одной петли показана на нижеследующем рисунке). Каждая петля по стороне II контура включает в себя два промежуточных теплообменника (расположены в корпусе реактора), парогенератор ПГН-200М, буферную емкость натрия, главный циркуляционный насос и трубопроводы. Теплоносителем II контура является натрий. Геометрическое расположение оборудования I и II контуров обеспечивает превышение статического давления столба натрия II контура над натрием I контура, что в сочетании с низким давлением в реакторе исключает перетечки радиоактивного натрия I контура во II контур при нарушении межконтурной плотности ПТО. Парогенератор является прямоточным и выполнен 8-ми секционным. Каждая из секций парогенератора может быть отключена в случае необходимости запорной арматурой. Секция включает в себя три модуля: испарительный, основной пароперегревательный и промежуточный пароперегревательный.

Каждая петля по стороне III контура включает секционный парогенератор типа ПГН-200М, турбину типа К-200-130-3 со вспомогательным оборудованием, деаэратор 6 ата, три питательных насоса (ПЭН) и один аварийный питательный насос (АПЭН). Схема и оборудование III контура являются типовыми и широко используются на ТЭС аналогичных параметров.

Отвод тепла в реакторе осуществляются тремя петлями I контура (расход натрия через реактор составляет 25000 т/ч). “Горячий” натрий с температурой 550⁰ С, выходящий из активной зоны и зоны воспроизводства, поступает на вход шести промежуточных теплообменников (ПТО) “натрий-натрий”. В ПТО натрий I контура проходит по межтрубному пространству сверху вниз и отдает тепло натрию II контура, поднимающемуся вверх по трубкам. После ПТО охлажденный натрий I контура с температурой не более 377⁰ С поступает в сливные камеры, а из сливных камер, - на всас ГЦН I контура. От каждого ГЦН I контура натрий с расходом 8330 т/ч поступает в напорную камеру, где происходит его распределение по коллекторам на охлаждение активной зоны, зоны воспроизводства, внутриреакторного хранилища и корпуса реактора. Отвод тепла от ПТО осуществляется натрием II контура (расход натрия по петле II контура составляет 7300 т/ч). “Холодный” натрий II контура с температурой 310⁰ – 320⁰ С с помощью ГЦН II контура подается в ПТО и по центральной опускной трубе поступает в нижний коллектор, проходит через выравнивающую решетку и раздается по теплообменным трубкам ПТО. После ПТО “горячий” натрий II контура с температурой 510⁰ С поступает в раздающий коллектор парогенератора (ПГ), из которого поступает сверху вниз в межтрубное пространство основных и промежуточных пароперегревательных модулей ПГ, а затем по переливным трубопроводам, - в межтрубное пространство испарительных модулей. Охлажденный в ПГ натрий II контура поступает в “холодный” коллектор и бак буферный натриевый (ББН). Из ББН натрий II контура поступает во всасывающий коллектор ГЦН II контура и далее в ПТО соответствующей петли. Циркуляция среды по стороне III контура осуществляется по следующей схеме. Питательная вода с расходом 660 т/ч и температурой 240⁰ С с помощью двух работающих ПЭН подается последовательно в испарительные и основные пароперегревательные модели ПГ. Образующийся после ПГ пар при давлении 120-130 кгс/см² и температуре 500-505⁰С по двум паропроводам острого пара подается в ЦВД ТГ. Отработанный пар после ЦВД при давлении 28-29 кгс/см² и температуре 290-300⁰С поступает по двум паропроводам ХПП в промежуточные пароперегревательные модули ПГ, где нагревается до температуры 500- 505⁰ С, и по четырем паропроводам ГПП поступает в ЦСД, ЦНД ТГ и сбрасывается в конденсатор. Далее конденсат подается на БОУ (предусмотрена 100% -я очистка конденсата) и в систему регенеративного подогрева, деаэратор 6 ата и во всасывающий коллектор ПЭН.

Схема электроснабжения построена по петлевому принципу, т.е. нагрузка каждой петли запитывается от своего трансформатора нужд (ТСН). Общестанционная нагрузка распределена по блочным секциям КРУ - 6 кВ и щита 0,4 кВ.

Все электроприемники СН по степени надежности электроснабжения относятся к потребителям I, II категории и имеют два независимых источника питания: рабочее питание от трансформаторов собственных нужд ТСН-4,5,6 и резервное, включаемое по АВР, от резервного трансформатора ТСНР-2. Электроприводы механизмов СН, участвующих в аварийном расхолаживании, а также система СУЗ, КИП и др., кроме рабочего и резервного источников питания, имеют автономный источник (дизель-генераторы и аккумуляторные батареи с обратимыми двигатель-генераторами). Указанные потребители запитываются от сети надежного питания.

Энергоблок предназначен для работы в базовом режиме. Плановый коэффициент использования установленной мощности энергоблока (без учета потери нагрузки на теплофикацию) составляет 76% и обусловлен необходимостью перегрузки топлива и проведения планово-предупредительного ремонта основного оборудования. Фактический КИУМ в последние годы соответствует плановому, а с учетом теплофикации - он выше.

Переход на модернизированную активную зону позволил исключить внеплановые остановы энергоблока и снижения мощности из-за разгерметизации твэл. С 1980 г. по 1986 г. реактор БН-600 работал с активной зоной первого типа загрузки при максимальном выгорании топлива 6,1% т.а. в ТВС зоны малого обогащения (ЗМО) и 8,3% т.а. в ТВС зоны большого обогащения (ЗБО), в течение 1986 - 1987 г. была осуществлена первая модернизация активной зоны, с введением еще одной зоны обогащения - зоны среднего обогащения (ЗСО) - за счет уменьшения ЗМО и ЗБО, при этом максимальное выгорание топлива составило в ТВС ЗМО 6,5% т.а., в ТВС ЗСО 6,9% т.а. и в ТВС ЗБО 8,3% т.а. В течение 1988-1990 г. реактор работал с активной зоной. В течение 1991-1993 г. был осуществлен перевод реактора на активную зону второй модернизации, при этом максимальное выгорание топлива составило: в ТВС ЗМО 9,0% т.а., в ТВС ЗСО 9,5% т.а., в ТВС ЗБО 10,0% т.а. Проводятся работы по повышению выгорания до 12-15% т.а.

Режимы работы и выдачи электроэнергии.

Энергоблок № 3 с реактором БН-600 предназначен для работы в базовом режиме работы и не участвует в регулировании нагрузки в энергосистеме. Маневренные характеристики энергоблока определяются возможностью маневренных характеристик реакторной установки и турбоустановок.

Предусмотрены следующие режимы нормальной эксплуатации: пуск блока из холодного, неостывшего (горячего) состояния на трех и двух петлях циркуляции, ввод в работу третьей петли на работающем блоке, работа блока на энергетическом или сниженном уровне мощности на трех и двух петлях циркуляции, плановый останов блока на трех и двух петлях циркуляции, отвод остаточного тепловыделения реактора, перегрузка реактора.

Главная схема электрических соединений.

Энергоблок с реактором БН-600 является составной частью энергетической системы, входящей в объединенную энергосистему Европейской части РФ.

Выдача мощности предусмотрена на напряжениях 110 и 220 кВ. Шины распределительного устройства связаны с помощью двух автотрансформаторов мощностью 120 МВА и 240 МВА. Оба ОРУ, сооруженные с первой очередью АЭС выполнены с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на присоединение. Связь с энергосистемой осуществляется по высоковольтным линиям 110 и 220 кВ. Три электрических блока генератор-трансформатор через повысительные трансформаторы мощностью 250 МВА подключены к шинам ОРУ 220 кВ; при этом, для уменьшения вероятности отключения установки из-за отказа шин, один из трех электрических блоков подключен к шинам через два выключателя. Благодаря установке генераторных выключателей, питание собственных нужд АЭС от внешних источников возможно как от шин ОРУ 220 кВ через рабочие трансформаторы (при неработающей установке), так и от специального резервного трансформатора мощностью 32/16-16 МВА, который подключен к цепи 110 кВ автотрансформатора связи 120 МВА через свой выключатель.

Компоновка основных сооружений и оборудования.

В основу компоновки блока принято параллельное расположение взаимно примыкающих друг к другу самостоятельных отделений, технологически связанных единой цепью выработки электроэнергии с использованием тепла, получаемого в реакторе.

Главный корпус состоит из:

- машинного зала;

- реакторного отделения;

- парогенераторно-деаэраторной этажерки;

- этажерки вспомогательных устройств.

В свою очередь, помещения главного корпуса категорированы на зоны: зону свободного режима и зону строгого режима.

К зоне строгого режима отнесены помещения реакторного отделения, в которых размещено радиоактивное оборудование и трубопроводы, а также помещения с оборудованием натриевых систем II контура, включая боксы парогенераторов. В зону строгого режима включена также часть помещений с оборудованием электрообогрева, которое территориально не может быть отделено от обогреваемого оборудования и трубопроводов. Вход в зону строго режима, а также выход из нее осуществляется только через санпропускники.

Помещения зоны строгого режима разделены на:

- необслуживаемые помещения, где размещаются технологическое оборудование и коммуникации, являющиеся основными источниками радиоактивного излучения и загрязнения;

- периодически обслуживаемые помещения;

- помещения постоянного пребывания персонала в течение всей смены.

Оборудование и трубопроводы третьего пароводяного контура установки, силовое электрическое оборудование, приточные вентиляционные установки, а также щитовые устройства управления блоком размещены в помещениях свободного режима, к которым относятся машинный зал и частично парогенераторно-деаэраторное отделение и этажерка вспомогательных устройств.

Взаимное высотное расположение основного оборудования реакторной установки и парогенераторов обусловлено необходимостью обеспечения естественной циркуляции натрия II контура в режиме аварийного расхолаживания установки.

Компоновка машинного зала.

Пролет машинного зала 45 м, длина 156 м, шаг колон каркаса 12 м.

В конструктивном отношении машинное отделение представляет собой каркасную конструкцию: сборные железобетонные колонны с шагом 12 метров, сборные железобетонные кровельные плиты по металлическим фермам. Фундаменты монолитные железобетонные, стеновые панели сборные керамзитобетонные. Для обслуживания оборудования машинного зала имеются два мостовых крана.

Расположение ТГ- поперечное, шаг между турбоустановками 36 м. Машинное отделение имеет подвальное помещение с отметкой пола - 3.30 м по всей длине, за исключением пролета в осях 12-13 временного торца. Отметка оперативного обслуживания турбин 9.00 м.

Со стороны временного торца машзал связан проходным тоннелем трубопроводов с баками запаса чистого и грязного конденсата, установленными вне главного корпуса.

Со стороны постоянного торца машзал связан проходным тоннелем трубопроводов с главным корпусом I очереди, другим тоннелем, - со вспомогательными сооружениями на площадке 3 энергоблока.

Компоновка парогенераторно-деаэраторной этажерки.

Парогенераторно-деаэраторная этажерка - сооружение каркасного типа, пролетом 12 м. Колонные - сборные железобетонные, фундаменты монолитные железобетонные. Ригели и плиты перекрытий и покрытия - сборные железобетонные. Стеновые панели - сборные керамзитобетонные. Шаг колонн - 12 м, длина этажерки - 168 м.

Жесткость контсрукций в поперечном направлении создается рамными узлами между колоннами и сборными железобетонными распорками.

Этажерка отрезана температурным швом от реакторного отделения и имеет температурный шов по длине.

Парогенераторно-деаэраторная этажерка поставлена на скальное основание, фундаменты столбчатые монолитные железобетонные, все конструкции выполнены из бетона марки 400.

В парогенераторно-деаэраторной этажерке размещены ПГ, деаэраторы, электротехнические устройства, щитовые помещения, оборудование систем вентиляции. ПГ по условиям пожаровзрывобезопасности заключен в изолированный бокс, отнесенный к зоне строгого режима.

Каждый бокс оборудован необходимыми лестницами и площадками обслуживания и поддонами для сбора натрия.

Боксы ПГ в соответствии со СНиП 2.09.02-85 оборудован быстросбрасываемыми панелями для сохранения несущих конструкций здания в случае аварии взаимодействия натрия с водой. Предусмотрена система сброса продуктов взаимодействия из ПГ при разуплотнении теплопердающих трубок.

Оборудование системы сброса продуктов взаимодействия ПГ расположено в этажерке вспомогательных устройств.

Привода арматуры вынесены в обслуживаемое помещение между ПГ.

Компоновка этажерки вспомогательных устройств.

В конструктивном отношении этажерка вспомогательных устройств представляет собой каркасное сооружение. Колонны и ригели - стальные. Фундаменты - монолитные железобетонные, перекрытия из сборных железобетонных плит. Шаг колонн - 6 м.

Этажерка вспомогательных устройств расположена в рядах В-Г-Г2 и имеет пролет 12 м. Этажерка предназначена для размещения вспомогательного оборудования зоны строгого режима и свободного режима.

В постоянном торце размещены санпропускники зоны строгого режима.

Этажерка вспомогательных устройств связана с помещениями ПГ лестничными клетками зоны свободного режима.

Компоновка реакторного отделения.

Реакторное отделение расположено в рядах Г-Д, в осях 3-8, - 36 м и 60 м, высота 70 м. Здание выполнено в монолитных железобетонных конструкциях. Фундаментом реакторного отделения вместе с этажеркой вентиляции является монолитная железобетонная плита из бетона марки 200.

Реакторное отделение построено на монолитной неразрезной железобетонной плите из гидротехнического бетона марки 200. Плита забетонирована отдельными участками строительных швов замыкания. Подвальная часть реакторного отделения имеет наружную литую вертикальную и горизонтальную изоляцию, ислючающую поступление наружных вод в подвал реакторного отделения. В подвале помещения и боксы с натриевыми системами имеют облицовку пола и стен из нержавеющей стали толщиной 3 мм.

Стены монолитные железобетонные из бетона марки 400, а торцевые стены центрального зала выше отметки 24,00 выполнены из сборных железобетонных блоков.

Центральный зал выше отметки 24,00 образован двумя монолитными железобетонными стенами из сборных железобетонных блоков толщиной 600 мм. Торцевые стены имеют сквозную горизонтальную арматуру.

Кровля - сборные железобетонные ребристые плиты по металлическим фермам с шагом 12 м.

На отметку обслуживания центрального зала реакторного отделения и в пристройку вокруг реактора выведены механизмы и привода механизмов, не имеющие прямого контакта с радиоактивным оборудованием и доступные для обслуживания эксплуатационным персоналом.

Пол центрального зала имеет проемы, закрываемые защитными щитами, для возможности доступа к оборудованию, обслуживание которого осуществляется мостовыми кранами центрального зала.

На энергоблоке предусмотрено дистанционное удаление с помощью защитных герметичных контейнеров выемных частей главных циркуляционных насосов I и II контуров, фильтр-ловушек, механизмов СУЗ, ионизационных камер, промежуточных теплообменников в шахты-могильники или шахты выдержки и обмывки оборудования от натрия перед проведением ремонтных операций.

Для выполнения операций, связанных с удалением отработавших ТВС из бассейна выдержки, расположенного в этажерке рядов Д-Е, вдоль ряда А реакторного отделения проектом предусмотрен транпортный коридор, в который заводится специальный железнодорожный вагон-контейнер перевозки отработавших ТВС. Для выполнения транспорных операций, связанных с ремонтом, монтажными и демонтажными работами и так далее, предусмотрен второй транспортный коридор с железнодорожными путями, который имеет выход в центральный зал реакторного отделения через монтажный проем на отм. 24.00, закрываемый съемным перекрытием.

Компоновка этажерки вытяжного устройства.

В конструктивном отношении - это сборно-монолитная этажерка. Колонны сборные железобетонные, стены до отм. 21,60 монолитные, выше - сборные железобетонные панели. ригели и плиты перекрытий - сборные железобетонные, кровля - монолитная железобетонная, на которой на отм. 68,40 расположена вентиляционная труба.

Этажерка вытяжного вентиляционного устройства находится в осях 3-11, рядов Д-Е, имеет пролет 12 м.

От отм. - 3.30 до отм. 21.60 расположен бассейн выдержки. Выше отм. 21.60 установлены вытяжные вентиляторы вентиляционных систем зоны строгого режима. Выброс воздуха из помещений осуществляется в вентиляционную трубу, установленную на кровле этажерки Д-Е, отметка верха венттрубы составляет 100 м.

Блочный щит управления вытяжного вентцентра и подщитовое помещение находятся на отм. 24.00 и 21.60 этажерки Д-Е.

Непосредственно к помещениям бассейна выдержки со стороны оси 8 примыкает пристройка “горячей” камеры, в которую передаются на исследование отработавшие ТВС из бассейна выдержки.

Краткая характеристика систем безопасности.

При проектировании и сооружении энергоблока № 3 для предупреждения аварий и ограничения их последствий были предусмотрены системы безопасности. Условно все системы безопасности по их назначеннию разделены на защитные, локализующие, обеспечивающие и управляющие.

К защитным системам безопасности отнесены системы, предназначенные для предотвращения или ограничения повреждений ядерного топлива, оболочек твэл, I контура и предотвращения ядерных аварий, а именно: система аварийной защиты реактора (органы аварийной защиты), система аварийного расхолаживания реактора, система защиты основного и страховочного корпусов реактора от превышения давления, система защиты от превышения давления во II контуре, натриевый контур охлаждения БОС.

К локализующим системам безопасности отнесены системы, предназначенные для предотвращения или ограничения распространения внутри АЭС и выхода в окружающую среду выделяющихся при авариях радиоактивных веществ, а именно: страховочный корпус реактора, страховочный корпус БОС, страховочный кожух на участках вспомогательных трубопроводов I контура и трубопровода перелива натрия из реактора до отсекающей арматуры, страховочный кожух на участках трубопроводов натриевого контура охлаждения БОС до отсекающей арматуры, защитный колпак реактора, помещения I контура с системой пожаротушения натрия и система спецвентиляции.

К обеспечивающим системам безопасности отнесены системы, предназначенные для снабжения систем безопасности энергией, рабочей средой и создания условий их функционирования, а именно: система надежного электроснабжения, контур технического водоснабжения (I, II ступень).

К управляющим системам безопасности отнесены системы, предназначенные для приведения в действие систем безопасности, осуществления контроля и управления ими в процессе выполнения заданных функций, а именно: система формирования сигналов и размножения контактов БАЗ; система формирования сигналов “обесточивание с.н.” и схема АСП; схема формирования защиты реактора от повышения частоты вращения ГЦН I контура; схема защиты, обеспечивающая запрет закрытия более одного ОК на напоре ГЦН I контура.

Анализ соответствия энергоблока № 3 Белоярской АЭС требованиям “Общих положений обеспечения безопасности атомных станций (ОПБ-88/97)” ПНАЭ Г- 1-011-97.

№

Содержание отступления

Пункт правил

Выводы и влияние отступления на безопасность

1

2

3

4

1.

Не по всем системам и элементам, важным для безопасности, проведены расчеты, подтверждающие выполнение ими своих функций при землетрясениях выше ПЗ, т.к. в период проектирования и сооружения энергоблока промплощадка БАЭС относилась к несейсмичной зоне.

4.1.5.

Влияет на безопасность, поскольку при сейсмических воздействиях интенсивностью выше ПЗ возможен выход (при отсутствии подтверждающих расчетов на сейсмостойкость) из строя элементов 3 контура, участвующего в расхолаживании энергоблока.

2.

Отсутствует РЩУ (РПУ).

4.4.1.1.2.

4.4.3

Не влияет на безопасность, поскольку останов, расхолаживание и контроль за состоянием РУ при исходных событиях, связанных с потерей БЩУ, обеспечивается с местных щитов контроля и управления (МЩ), совокупность которых представляет собой децентрализованный РЩУ. Территориальное разделение МЩ исключает их одновременный выход по общей причине при любых исходных событиях.

3.

Имеющаяся сеть непрерывных измерений мощности дозы ионизирующих излучений не позволяет производить контроль по всем направлениям санитарно-защитной зоны и зоны наблюдения.

5.4.4.

При проектных и запроектных авариях оценка и прогнозирование радиационной обстановки на окружающей местности может не обеспечить полную оценку радиационного воздействия на население по всем направлениям санитарно-защитной зоны и зоны наблюдений.

Безопасность БН-600.

Проект энергоблока с реактором БН-600 разработан без учета требований действующих правил и норм по безопасности. В нем не решены вопросы обеспечения независимости каналов управления и электроснабжения систем безопасности, оснащения ряда элементов оборудования первого контура страховочными корпусами на случай течи натрия.

Отдельные проблемы и задачи при эксплуатации БН-600 носят общий характер для любых натриевых установок. Одной из них является принципиальная возможность межконтурной неплотности парогенераторов натрий-вода. Для ее решения принята концепция секционного парогенератора (отключается только секция с межконтурной неплотностью, парогенератор остается в работе), обоснованы и применены системы обнаружения течи и защиты от последствий течи натрия. За время эксплуатации было выявлено 12 межконтурных неплотностей.

Другой серьезной проблемой влияющей на безопасность БН-600 являются течи натрия. За время эксплуатации энергоблока произошло 27 течей, пять из них на системах с радиоактивным натрием, 14 сопровождались горением натрия, пять были вызваны неправильным ведением ремонтных работ или операциями ввода/вывода в ремонт. Количество вытекшего натрия составляло в разных случаях от 0.1 до 1000 кг при среднем 2 кг.

Основными причинами течей натрия являлись для трубопроводов – недостаточная компенсация и дефекты изготовления, для арматуры – конструктивное несовершенство, для системы приемки натрия – фланцевые соединения.

По параметру “воздействие на площадку”, как и по параметру “ухудшение эшелонированной защиты”. Наиболее серьезным нарушением являлась течь теплоносителя 07.10.93 г. на трубопроводе диаметром 48 мм системы очистки натрия первого контура ( 1 уровень по INES). Данное событие привело к выходу радиоактивности через вентиляционную трубу.

Использование оружейного плутония в быстрых реакторах. МОХ-топливо.

Нераспространение ядерных материалов.

Минатом России разворачивает работы по утилизации российского плутония, извлекаемого из ядерного оружия, и использованию его в виде МОКС - топлива для реакторов различного типа, в том использования в быстрых реакторах.

В связи с предстоящим переходом от ограниченного использования технологий обращения с плутонием, извлекаемым из боеприпасов, к крупномасштабным работам по разборке боеприпасов, растворению плутония, конструированию и изготовлению МОХ-топлива, его промышленному использованию на АЭС - с реакторами типа ВВЭР и БН, обращению с отработавшим МОХ-топливом и образующимися при этом РАО, а также к регулярным перевозкам плутоний - содержащих материалов, необходимо сразу отметить, что:

• федеральные нормы и правила обеспечения ядерной и радиационной безопасности при реализации перечисленных работ отсутствуют;

• ведомственная нормативная база не может быть использована, так как, носит закрытый характер (“секретно” и “совершенно секретно”) и охватывает узкий круг технологий оружейного характера, не предусматривавших использование оружейного плутония в качестве компонента топлива АЭС;

• вопрос обеспечения ядерной и радиационной безопасности при утилизации плутония (в том числе, контроль состояния защиты персонала, населения, окружающей среды) изучен недостаточно. Особого внимания требует вопрос об обращении с радиоактивными отходами, содержащими соединения оружейного плутония.

Из выступления В.Н.Михайлова [3] на заседании РАН РФ “…Оружейный плутоний получен с колоссальными затратами труда. Он в 4 раза дороже 90-процентного урана-235...

…стоимость вырабатываемого ими электричества достаточно высока, причем 1 кВт • ч, полученный на реакторе на быстрых нейтронах, в 2 раза дороже по сравнению с легководным...

…1% плутония-240 в 1 кг материала дает 10⁴ нейтронов в секунду. Работа с промышленным плутонием, в том числе изготовление топлива, перевозка и т.д., очень сложна”.

На пути использования МОХ-топлива в реакторах существует экономические препятствия.

МОХ-топливо дороже топлива из обогащенного урана. В чем причина высокой стоимости плутониевого топлива (которая остается таковой даже в предположении что переработка топлива производится бесплатно) ? Прежде всего в обилии на мировом рынке дешевого природного урана и дешевизна и доступность его обогащения. Эти два фактора приводят к тому что стоимость обогащенного урана достаточно низка. Если предположить что стоимость природного урана составляет 40 $ за кг и стоимость обогащения – 100 $ за единицу разделительных работ (ЕРР), то обогащенный уран будет стоить около 1100 $ за кг. Цена же производства топливных элементов с МОХ-топливом оказывается заметно выше. Минимальная стоимость производства 1 кг МОХ-топлива составляет 1300-1600 $. На практике стоимость оказывается еще выше. Стоимость МОХ-топлива еще более возрастает при включении в нее стоимости осуществления мероприятий по обеспечению безопасности хранения и транспортировки плутония, которая заметно выше аналогичной стоимости для уранового топлива.

Экспериментальное использование плутония в качестве топлива было осуществлено в нескольких реакторах. В экспериментальном реакторе на быстрых нейтронах БР-10 в Физико-Энергетическом Институте прошли испытания двух активных зон из оксида плутония оружейного состава. В реакторе БОР-60 в Научно-исследовательском институте ядерных реакторов в Димитровграде были испытаны и исследованы большие партии ТВЭЛов из смешанного уран- плутониевого топлива, изготовленного по разным технологиям с плутонием различного изотопного состава. Этот реактор был пущен в 1969 году и в течении многих лет работает на смешанном оксидном топливе на основе энергетического плутония. В реакторе БН-350 на Шевченковской АЭС в Казахстане прошли реакторные испытания смешанного топлива, содержащего 350 кг оружейного плутония. К настоящему времени в реакторах БН-350 АЭС в Казахстане и БН-600 Белоярской АЭС испытано около двух тысяч ТВЭЛов на основе плутониевого топлива.

Проект реактора БН-800 Южно-Уральской АЭС рассчитан на использование 2,3 тонн плутония для начальной загрузки и 1,6 тонн для ежегодной подпитки. На рис.1 представлена схема производства и “сжигания” МОХ-топлива.

Схема производства и “сжигания” МОХ-топлива в бридерах.

Утилизация плутония в реакторах на быстрых нейтронах может производиться путем “сжигания”” его в активной зоне, что превращает реактор из производителя плутония в его потребитель (необходимо принять во внимание, что это вовсе не означает, что потребляется весь плутоний: в отработанном топливе его содержится лишь немного меньше, чем в свежем). С точки зрения ядерного распространения одна из проблем, связанных с бридерами состоит в том, что ядерные материалы входящие в ядерное топливо могут быть использованы снова, что позволит использовать эти реакторы для производства большего количества плутония, включая оружейный.

Концентрация плутония в МОХ-топливе для бридеров существенно выше, чем для легководных реакторов. В целях утилизации плутония Минатом РФ предлагает построить еще два реактора на Южно-Уральской АЭС.

Минатом РФ утверждает, что реакторы БН-800 могут полностью работать на МОХ-топливе. Так согласно Совместному российско-американскому исследованию, они способны утилизацию 50 т плутония в течение 30 лет. Однако учитывая серьезность данной проблемы, необходимо провести новые и независимые исследования по этому вопросу.

Проект БН-800.

Осуществляемая Минатомом политика в области ядерной энергетики определена "Программой развития атомной энергетики РФ на 1993-2005 годы и на период до 2010 года". В ней поставлены задачи обеспечения безопасного и конкурентоспособного функционирования ядерно-энергетического комплекса и создания усовершенствованных АЭС для сооружения в следующем десятилетии. В частности, стратегия предусматривает сооружение и ввод в эксплуатацию до 2009 года энергоблока БН-800 Белоярской АЭС.

Проект энергоблока БН-800 Белоярской АЭС был разработан еще в 1983 г. и с тех пор дважды пересматривался:

• в 1987 г., после аварии на Чернобыльской АЭС;

• в 1993 г., в соответствии с новой нормативной документацией по безопасности.

Проект энергоблока БН-800 прошел все необходимые экспертизы и согласования, в том числе независимую экспертизу комиссии Свердловской области (1994 г.). Результаты всех экспертиз и согласований положительные, 26 января 1997 г. получена лицензия Госатомнадзора РФ № ГН-02-101-0007 на сооружение блока №4 Белоярской АЭС с реакторной установкой БН-800.
Проектом предусмотрено сооружение на площадке Белоярской АЭС энергоблока с реактором на быстрых нейтронах, охлаждаемым натрием. Применение в реакторе БН-800 уран-плутониевого топлива позволяет не только использовать запасы энергетического плутония, но и утилизировать оружейный плутоний, а также "сжигать" долгоживущие изотопы (актиниды) из облученного топлива тепловых реакторов.
Реакторная установка БН-800, как декларируется Минатомом РФ, обладает такими физическими и конструктивными характеристиками безопасности, как стабильность характеристик активной зоны, высокая теплоемкость и наличие естественной циркуляции в 1 и 2 контурах, позволяющие в течение длительного времени отводить остаточное тепловыделение реактора, низкое рабочее давление 1 контура, наличие промежуточного нерадиоактивного натриевого контура.

По сравнению с прототипом БН-600 в проекте БН-800 реализованы следующие новые решения по безопасности:
• трёхканальная защитная система безопасности аварийного отвода тепла от реактора к воздуху (САРХ ВТО);
•активная зона с нулевым пустотным эффектом реактивности;
•поддон для сбора расплава активной зоны в случае запроектных аварий;
•пассивная система автоматической защиты;
•система периодической очистки натрия от цезия;
•герметичный кожух вокруг напорной камеры реактора.
Сейсмостойкость основных зданий и сооружений в усовершенствованном проекте повышена на 1 балл, а ресурс оборудования увеличен до 40 лет.
Строительство энергоблока №4 осуществляет генеральный подрядчик АО "Уралэнергострой", имеющий опыт сооружения энергоблока БН-600 и других энергетических объектов на территории Свердловской области.

Всего с начала работ по реализации проекта энергоблока БН-800 освоено около 10% стоимости всего строительства.

БРЕСТ-300.

В последнее время Минатомом России усиленно проталкивается проект быстрого реактора БРЕСТ с топливом UN-PuN и со свинцовым охлаждением.

Увлеченность руководителей атомной отрасли России проектом БРЕСТ понятна, как понятно и их стремление как можно быстрее через самый верх внедрить свои намерения. Причем такие увлечения уже проходила атомная энергетика экс-СССР. Академик А.П.Александров с самих высоких трибун декларировал безопасность реакторов типа РБМК, заявляя, что “…их можно строить на Красной площади…”. Потом его уверенность без достаточной экспериментальной проверки обернулась Чернобыльской катастрофой.

В настоящее время выполнены проекты реакторов БРЕСТ мощностью от 300 до 1200 МВт (эл.), проведены предпроектные их конструкторские и расчетные исследования. Выполнены эксперименты на U-Pu-Pb критсборках по обоснованию физических характеристик с корректировкой ядерных данных, коррозионные испытания сталей на циркуляционных Рb-петлях, эксперименты по взаимодействию Рb с воздухом и водой высоких параметров, нитридного топлива с Рb и стальными оболочками и др.
Конструкция LCFR-Pb несколько упрощена по сравнению с LMFR-Na:

• одинарный корпус или бассейновая конструкция без металлического корпуса (размещение реактора непосредственно в бетонной шахте с термоизоляцией между бетоном и свинцом);

• двухконтурная схема основного и аварийного охлаждения, отвод остаточного тепла естественной циркуляцией воздуха по трубам, расположенным в свинце первого контура;

• система перегрузки топлива без его обмывки от Na;

• управление реактивностью главным образом расположенными в боковом бланкете трубами со свинцом, уровень которого регулируется давлением газа;

• пассивные средства управления и защиты, в том числе порогового действия, высокий уровень естественной циркуляции теплоносителя, снижение требований быстродействия с упрощением системы управления и защиты;

• упрощение конструкции парогенераторов с исключением быстродействующих систем контроля течей и арматуры;

• упрощение противопожарных, вентиляционных и других вспомогательных систем и оборудования, помещений контуров охлаждения и других сооружений АЭС.

К настоящему времени в России выполнен 1-й этап технического проекта демонстрационного блока АЭС БРЕСТ-300 с топливным циклом, завершение которого вместе с основными расчетными и опытными обоснованиями намечено на 2002 г. Планируется сооружение блока на площадке Белоярской АЭС в пределах 2010 г. Затраты на разработку программы НИОКР и сооружения БРЕСТ-300 с опытным производством топливного цикла оценены для случая выполнения этой работы Россией около 1 млрд. долл. На основе опыта БРЕСТ-300 в пределах 2030 г. намечены разработка и сооружение головной АЭС этого типа.

Утверждается, что БРЕСТ способен решить все проблемы крупномасштабной ядерной энергетики:

• неограниченное обеспечение топливом;

• кардинальное решение проблемы нераспространения;

• естественная безопасность;

• имеет меньшие выбросы радионуклидов в окружающую среду по сравнению с другими типами реакторных установок;

• обеспечить сжигание радиоактивных элементов;

• снимает проблемы радиоактивных отходов.

Эти намерения не только не доказаны научными и техническими работами, но и спорны по ряду основных положений.

Так например, утверждение что “…БРЕСТ имеет меньшие выбросы радионуклидов в окружающую среду по сравнению с другими типами реакторных установок…”. Это смотря с какой реакторной установкой сравнивать. Если сравнивать с РУ ВВЭР-1000, то конечно, т.к. этот тип реакторной установки имеет на сегодняшний день открытый топливный цикл, а бридерный цикл с реактором типа БРЕСТ требует осуществления переработки, в результате вы получаете объем выбросов много больший чем в случае с ВВЭР-1000. Поэтому если говорит о преимуществах бридеров, о том как безопасно они трансмутируют ядерное топливо и удаляют некоторые актиниды, то при этом должен рассматриваться весь топливный цикл и должно рассматриваться воздействие оказываемое радиохимическими разделительными заводами на окружающую среду.

Далее. Соединение реактора и процесса переработки в едином комплексе, по замыслу авторов проекта БРЕСТ, якобы обеспечит гарантии нераспространения ядерных материалов. Смесь плутония с актинидами, которую планируют использовать разработчики БРЕСТа при замыкании топливного цикла, непригодна в качестве ядерного оружия, но из нее можно без особенного труда извлечь чистый плутоний и начинить им не реактор, а ядерное взрывное устройство. Такое решение ограничит коммерческое использование этих реакторов кругом стран – членов ядерного клуба, так как передача технологии переработки облученного топлива неядерным странам повышает риск распространения. Кроме того, это решение повышает риск радиационной опасности с учетом конечной операции снятия с эксплуатации.

Масштаб внедрения реакторов типа БРЕСТ и, соответственно, масштаб развития ядерной энергетики будет определяться количеством плутония, получаемого при переработке облученного ядерного топлива действующих тепловых реакторов. Неминуемо потребуется создавать производственные мощности переработки топлива и извлечения из него чистого плутония, хотя это противоречит идее разработчиков о кардинальном решении проблем нераспространения и естественной безопасности захоронения радиоактивных отходов. Наряду с наращиванием производительности перерабатывающих заводов потребуется расширение добывающей и обогатительной урановой промышленности. Эти факторы не учитываются авторами проекта БРЕСТ, заявляющими о решении проблемы нераспространения.

Для решения топливной проблемы будущего необходимы циклы с расширенным воспроизводством ядерного горючего. В топливном цикле БРЕСТа искусственно исключается расширенное воспроизводство, и это послужит ограничением крупномасштабного развития ядерной энергетики. Не изучена проблема утилизации избыточных нейтронов.

Ниже приведен только малый перечень наиболее “узких мест” использования свинцовой технологии на быстрых реакторах:

• в большом объеме интегральной схемы БРЕСТ не обеспечивается равномерность поддержания кислородного потенциала в узком разрешенном диапазоне (если он будет подтвержден). Чтобы обеспечить работоспособность тепловыделяющих элементов, необходимо найти оптимальное для заданного уровня и диапазона изменения температур содержание кислорода в теплоносителе и стабильно поддерживать его на этом уровне в течение всего срока эксплуатации реакторной установки.

• не обоснована работоспособность конструкционных материалов в свинце при принятой температуре и при высоком облучении нейтронами.

• не изучено влияние облучения в реальных реакторных условиях на поведение в свинце тепловыделяющих элементов и топливной композиции. Сама по себе проблема смешанного нитридного топлива требует значительных усилий и времени для ее разрешения.

• технические решения по переработке топлива находятся на начальной стадии разработки;

• неоптимальная температура кипения (~1743 С⁰), поскольку она значительно превышает температуру плавления стали и некоторых видов топлива при тяжелых авариях с расплавлением активной зоны;

• худшие по сравнению с натрием теплофизические свойства;

• существенные экономические затраты на обогрев и поддержание свинца в жидком состоянии;

• свинец является химически токсичным веществом (при вытекании свинца из контура возникает проблема “задымления” с серьезными последствиями химического воздействия на персонал;

• существенно более высокое давление (несколько десятков атмосфер) в первом контуре по сравнению с натриевым быстрым реактором:

• сложность систем очистки и поддержания чистоты теплоносителя;

• специфические технические средства для удержания элементов активной зоны “от всплытия” из-за высокого удельного веса свинца.

И последнее и самое главное.

Декларируемое разработчиками реактора БРЕСТ крайне ущербных для ядерной и радиационной безопасности АЭС “свойств внутренней самозащищенности реакторной установки” позволили разработчикам проекта существенно сократить площадь территории санитарно-защитной зоны и, соответственно, сократить финансовые и материально – технические затраты на мероприятия по защите населения в случае возникновения запроектной аварии на этом реакторе. Вместе с тем, проектирование АЭС, опирающихся на “свойства внутренней самозащищенности реакторной установки”, сводится к созданию более опасных АЭС, по сравнению с тем, если бы в этих проектах не содержалось некоторых послаблений при наличии указанных “свойств…” Соответственно в процессе технического проектирования БРЕСТ требуется определить меры и масштабы территорий для защиты населения в случае возникновения тяжелых аварий в априори без учета указанных выше свойств активной зоны ядерного реактора. Данное обстоятельство существенно увеличит стоимость атомной станции с данным типом реакторной установки.

Долгосрочная стратегия развития ядерной энергетики России и соответствующие решения Правительства РФ определи задачи ближайшего и дальнего этапов в области действующих реакторов, реакторов нового поколения и топливных циклов. Самое пагубное на нынешнем этапе – волевым путем объявить какое-то технологическое решение лучшим и главным, бросить на него все силы и средства, отставив все остальные направления. По состоянию обоснования технических решений проект БРЕСТ – быстрый реактор со свинцовым теплоносителем – не подготовлен для стадии технического проектирования и не может быть выделен в настоящее время как единственный вариант долгосрочной стратегии развития ядерной энергетики России.

Некоторые вопросы экономики БН-800.

1. Характеристика представленных на экспертизу материалов

В качестве материалов для экспертной оценки величины себестоимости отпускаемой электроэнергии взят “Бизнес-план сооружения энергоблока БН-800 Белоярской АЭС” разработанный станцией 15 июня 1995 г., который содержит следующие разделы:

• анализ состояния атомной энергетики России и регионального энергетического рынка (Урал) (стр. 8-25);

• оценку потребности в кредитных ресурсах для финансирования строительства блока БН-800 и основных источников и условий погашения кредитов и процентов по ним (стр. 26-32);

• описание текущего состояния проекта III очереди расширения Белоярской АЭС, в том числе, проведенных к моменту подготовки бизнес-плана работ (стр. 32-43);

• анализ документационной обеспеченности технического проекта III очереди расширения Белоярской АЭС и основные направления ее корректировки и доработки, направленной на улучшение проекта (стр. 40-41);

• предлагаемый план-график строительства энергоблока БН-800, обеспечивающий сокращение сроков строительства по сравнению с заложенными в проект, с оценками необходимого числа рабочих на строительстве (стр. 46-71);

• организационную структуру управления строительством (стр. 71-74);

• описание рисков, возможных при реализации проекта (стр. 74-76).

В Приложении к бизнес-плану приведена переписка между областными и федеральными органами управления, решения, постановления и другие документы, связанные с реализацией проекта. Из переписки с очевидностью следует, что от решения вопроса о финансировании строительства чиновники - распорядители бюджетных средств - уклоняются. При этом особых, кроме традиционного "отсутствия денег" в бюджете, причин невыполнения бюджетных обязательств не приводится.

Бизнес-план содержит проектные технико-экономические показатели производства электроэнергии на энергоблоке БН-800, рассчитанные в ценах 1991 года (стр. 5), а также сравнительные данные по тарифам на электроэнергию, произведенную на Белоярской АЭС и в тепловой энергетике на 01.04.95 (стр. 10).

С целью обеспечения сопоставимости экономических показателей, учета инфляционных процессов и улучшения восприятия экономических выкладок потенциальными инвесторами, осуществлен пересчет показателей (себестоимость электроэнергии, тепла, потребность в капитальных вложениях и др.) в долларах США по курсу, установленному Государственным Банком СССР в конце 1991 г. и составившему 1,7 рубля за $1 US (газета "Известия" №299 от 18 декабря 1991 года).

2. Экономическая обоснованность проекта.

Общая характеристика бизнес-плана.

Представленный на экспертизу бизнес-план не содержит целого ряда существеннейших разделов, характеризующих экономику проекта. В документе отсутствуют:

• план по освоению капитальных вложений и вводу объектов основных фондов;

• план по труду и заработной плате в период эксплуатации блока БН-800;

• производственный план;

• план по реализации продукции;

• план по себестоимости продукции;

• план по прибыли;

• план денежных потоков АЭС (финансовый план).

Отсутствует расчет дисконтированных денежных потоков, что необходимо для оценки реальной окупаемости проекта.

Для серьезного обоснования эффективности проекта названные разделы должны быть представлены в поквартальном разрезе, хотя бы на начальный период промышленной эксплуатации блока (2-3 года) и в полугодовом разрезе на весь оставшийся период функционирования до момента возврата заемных средств (кредитов). При этом каждый раздел должен содержать развернутый перечень затрат, поступлений и других статей, отражающих динамику изменения состояния объекта.

Фактически представленный на экспертизу документ является пояснительной запиской к бизнес-плану (технико-экономическим расчетам) и не может рассматриваться в качестве серьезного основания для привлечения инвесторов и обоснования окупаемости капитальных вложений.

Себестоимость, рентабельность, прибыль.

В бизнес-плане используются только результирующие цифры с отсылками к проекту, в котором расчеты осуществлялись с использованием "тех же методик и фактических результатов коммерческой эксплуатации блока №3 Белоярской АЭС" (стр. 26.).

Следует отметить, что за период с 1991 года по настоящее время произошли достаточно существенные структурные сдвиги в экономике. Темпы роста заработной платы, стоимости транспортных услуг, металлоизделий, топлива других затратных статей, непосредственно влияющих на себестоимость конечной продукции АЭС изменялись неравномерно. Особенно существенно изменились ценовые соотношения после августовского кризиса 1998 года. В частности, произошло существенное удорожание импортной продукции по сравнению с отечественной. В тоже время реализация проекта предполагает поставки оборудования из-за рубежа (стр. 37, раздел 3.2.).

Т.е. произошли значимые сдвиги в структуре затрат, что не позволяет представленные в бизнес-плане оценки себестоимости продукции, объемов реализации, рентабельности и прибыли принять сегодня в качестве актуальных и абсолютно достоверных.

С целью подготовки более мотивированного заключения об экономической эффективности проекта нами был осуществлен оценочный расчет прогнозируемой себестоимости электроэнергии на энергоблоке БН-800 на Белоярской АЭС. При этом использовались данные бизнес-плана, “Временные методические указания о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке”, сведения из доклада Федерального экологического агентства Австрии “Ядерные реакторы Хмельницкой и Ровенской АЭС” и другие источники информации.

Для расчета прогнозируемой себестоимости были использованы следующие допущения:

• среднегодовые затраты на оплату ядерного топлива приняты на уровне $36,4 млн. (см. табл. 7 Бизнес-плана);

• среднегодовые затраты на вспомогательные материалы и услуги производственного характера приняты на уровне $5,5 млн., что соответствует приведенному в бизнес-плане общецеховым затратам;

• среднемесячная заработная плата персонала АЭС принята на уровне $150;

• коэффициент амортизации принят на уровне 3%, что соответствует возможному сроку службы реактора. Стоимость самого объекта - $1 млн., что соответствует сумме капитальных вложений в его строительство;

• общестанционные расходы приняты на уровне $9 млн. (см. табл. 7 Бизнес-плана). Мы исходим из предположения, что этих средств достаточно для обслуживания выведенных из эксплуатации первого и второго энергоблоков АЭС, а также для содержания аппарата управления. Вместе с тем, названная сумма, вероятно, не учитывает затрат, которые будут необходимы для обслуживания 3-х остановленных (к моменту пуска БН-800) энергоблоков, подлежащих выводу из эксплуатации. Т.е. в расчете принята “очень” оптимистичная оценка размеров общестанционных расходов;

• налог на имущество принят на уровне $10 млн. (исходя из ставки налога - 1% от стоимости основных фондов блока №4). Однако данная сумма не учитывает стоимости других объектов основных фондов станции, налог на имущество по которым также полностью ляжет на себестоимость продукции БН-800 после вывода из эксплуатации третьего энергоблока. Т.е. данная оценка тоже должна рассматриваться как оптимистичная;

• базовый расчет (вариант 1) себестоимости осуществлен с учетом 6-процентной ставки платы за кредит, которая принята в бизнес-плане и должна рассматриваться как весьма оптимистичная;

• годовой отпуск энергии по энергоблоку принят на уровне приведенном в бизнес-плане (см. табл. 1 бизнес-плана);

• отнесение затрат на электроэнергию и на тепло осуществлялось в той же пропорции, что и в бизнес-плане.

Результаты расчетов приведены в таблице 1.

Укрупненный расчет себестоимости электроэнергии БелАЭС в $ тыс.

Таблица 1

Статьи себестоимости

Вариант 1

Вариант 2

Вариант 3

Вариант 4

Выплаты за ядерное топливо

36 400

36 400

36 400

36 400

Вспомогательные материалы

2 500

2 500

2 500

2 500

Услуги производственного характера

3 000

3 000

3 000

3 000

Плата за циркуляционную и техническую воду

6 100

6 100

6 100

6 100

Затраты на оплату труда

5 400

5 400

5 400

72 000

Отчисления на социальные нужды

2 095

2 095

2 095

27 936

Амортизация основных фондов

30 000

30 000

30 000

30 000

Прочие,

в т.ч.:

19 000

19 000

259 000

19 000

Оплата процентов за полученный кредит

60 000

240 000

0

Общестанционные расходы

9 000

9 000

9 000

9 000

Другие прочие затраты (налог на имущество)

10 000

10 000

10 000

10 000

Итого:

104 495

164 495

344 495

196 936

Себестоимость 1 тыс.МВт/ч электроэнергии, $

13,86

21,81

45,68

26,11

К сожалению, при подготовке настоящего заключения мы испытывали серьезные трудности в получении информации о себестоимости электроэнергии в тепловой энергетике, на атомных электростанциях. Соответствующие сведения тщательно оберегаются ведомствами, однако, различные косвенные источники позволили сформировать некоторую сравнительную базу.

Так, по данным годового отчета АО “Каскад Таймырских ГЭС” за 1997 год, себестоимость электроэнергии здесь составляла от $11 до $12 за 1 МВт/ч. А по данным компании “Стоун и Вебстер”, осуществлявшей экспертизу проекта строительства на Украине блоков ХАЭС-2/РАЭС-4, себестоимость производства электроэнергии на Хмельницкой и Ровенской АЭС может составить около $13 за 1 МВт/ч. И это при том, что мощность украинских АЭС составляет 1000 МВт, а не 800 МВт в случае с БН-800. Кроме этого, топливная составляющая себестоимости несоизмерима (оксидное урановое топливо для ВВЭР-1000 и уран-плутонивое топливо для БН-800). С этими величинами сопоставима величина себестоимости, полученной нами при расчете по варианту 1. При этом следует иметь в виду, что данный вариант расчета не предполагает обслуживания кредита на строительство блока БН-800. Только в этом случае себестоимость производства электроэнергии будет сопоставимой с вышеприведенными значениями.

Уже во втором варианте, который учитывает необходимость выплаты 6% годовых по кредитам (оптимистичная ставка, принятая разработчиками бизнес-плана), себестоимость 1 МВт/ч возрастает до $21,8.

Вариант 3 предполагает, что плата за кредит составит не менее 24% годовых, что на наш взгляд гораздо ближе к сегодняшней реальности. В этом случае получено значение себестоимости, не позволяющее говорить о конкурентоспособности Белоярской АЭС -$45,71 за МВт/ч.

Косвенным подтверждением того, что полученные оценки близки к реальности, является тот факт, что при увеличении среднемесячной заработной платы до $1500 (уровень США) получена себестоимость электроэнергии, равная $26,1 (вариант 4). Эта величина близка к официальным данным США для американских атомных станций - $26 за 1 МВт/ч (см. “Ядерные реакторы на Хмельницкой и Ровенской АЭС”. Доклад правительству Австрии. Стр. 29). Делая данное сравнение мы четко осознаем, во-первых, несопоставимость налоговых систем, во-вторых, наличие различных ценовых пропорций в США и РФ. Однако, когда сопоставление ведется в столь укрупненном виде, различия дифференцируются и полученные итоговые значения вполне могут рассматриваться как объекты для сравнения.

Как видим, одним из самых значимых факторов увеличения себестоимости электроэнергии в нашем случае является стоимость кредитов. При условии беспроцентного финансирования строительства энергоблока, есть возможность добиться его конкурентоспособности с первых лет эксплуатации. Любое ухудшение условий финансирования проекта делает его убыточным при сравнении со сложившимся сегодня уровнем себестоимости электроэнергии. Однако окончательное заключение о конкурентоспособности следует принимать, во-первых, с учетом прогнозируемых к моменту завершения строительства тарифов на электроэнергию в регионе, во вторых, после гораздо более детального обоснования себестоимости.

Следует также иметь в виду, что оценки затрат, принятые разработчиками бизнес-плана, по ряду статей мы рассматриваем как очень оптимистичные, что, при уточнении их значений, может привести к резкому ухудшению общей картины.

Таким образом, основной вывод о конкурентоспособности энергоблока БН-800 сегодня не может быть принят как абсолютно обоснованный.

Возвратность кредитов.

При обосновании возвратности средств авторами бизнес-плана принята плата за кредиты на уровне 6%. Такая ставка процента по кредиту является приемлемой при долгосрочном кредитовании на мировом рынке. Однако в российских условиях сегодня получение валютного кредита по такой цене маловероятно, если вообще возможно. Стоимость рублевого коммерческого кредита сегодня не ниже 28%. Учитывая, что курс рубля по отношению к доллару в последнее время достаточно стабилен, можно предположить, что получение валютного коммерческого кредита реально при ставке не ниже 18-20%. Соответственно, действительная сумма к возврату значительно превысит, приведенную в бизнес-плане ($1522 млн. - стр.28). По предварительным оценкам (при ставке 18%) общая сумма выплат по обслуживанию кредита составит не менее $2500 млн. Снижение стоимости заемных средств по сравнению со сложившимися условиями коммерческого кредитования возможно только при создании особого режима финансирования (например, бюджетное финансирование) или привлечении стратегических инвесторов, ориентированных на долгосрочную (постоянную) работу на российском энергетическом рынке. Практика последних лет, однако, показывает, что надежды на иностранные инвестиции в такой ситуации призрачны.

Как было сказано выше, приведенные в бизнес-плане оценки рентабельности и себестоимости не представляются достоверными, поэтому, на наш взгляд, сумма средств, направляемых на погашение кредита из прибыли, требует дополнительного и более тщательного обоснования.

Из сказанного следует также, что приведенный на стр.30 расчет отпускного тарифа на электроэнергию (4,4 цент/кВт-час) требует корректировки, по результатам которой он возрастет (за счет роста затрат на обслуживание кредита).

Кроме того, приведенный в табл.7 (стр. 31) годовой баланс поступлений и выплат носит слишком укрупненный характер и, не отражает полной структуры платежей действующего предприятия. Если верить приведенным в таблице данным, то с момента пуска блока БН-800 65% от поступающих средств предприятие будет направлять на погашение кредитов, а оставшихся 35% будет достаточно для обеспечения его устойчивого функционирования, что выглядит чрезмерно оптимистично. В частности, расчет учитывает завышенную сумму налога на прибыль в размере 35% от проектной прибыли (сегодня - 30%), но при этом, вероятно, занижена сумма прочих федеральных и местных налогов (строка 10), составляющая в соответствии с расчетом всего лишь 0,2% от выручки. Такой уровень отчислений сегодня вряд ли возможен даже в отраслях, имеющих серьезные льготы по налогообложению. Так, только налог на пользователя автодорог, не учтенный в бизнес-плане, составляет 2,5% от выручки от реализации, т.е. с учетом планируемой выручки - $2,9 млн.

Для окончательного заключения об обоснованности приведенного баланса поступлений и выплат необходимо рассмотреть детальную структуру платежей, а также иметь информацию об исчислении налогооблагаемых баз. Выполненный нами расчет себестоимости электроэнергии также позволяет предположить, что Белоярской АЭС не сможет направлять на обслуживание и погашение кредита столь значительные средства, какие запланированы авторами бизнес-плана.

Реальный план погашения кредитов может быть сформирован только на основе детального и тщательно проработанного плана денежных потоков.

С учетом изложенного, приведенные в разделе "2.2. Оценка конкурентоспособности и рентабельности энергоблока БН-800 Белоярской АЭС" расчеты по обоснованию возвратности кредитов, процентов по ним в течение 10 лет и отпускного тарифа на электроэнергию выглядят неоправданно оптимистичными, недостаточно обоснованными и убедительными.

Следует отметить, что рассматриваемый бизнес-план не учитывает и современное состояние объекта, меру его готовности к началу строительства. Вместе с тем в 1995 году для возобновления работ требовались 1-1,5 года на восстановление "исходной позиции" (стр. 40). При этом не указано, потребует ли такое восстановление дополнительных средств и в каком объеме. Разумно предположить, что к 2000 году ситуация не улучшилась. А из этого предположения следует, что потребность в средствах на осуществление проекта за истекшие годы возросла по сравнению с цифрами, приведенными в бизнес-плане.

Таким образом, в бизнес-плане занижены:

• во-первых, сумма средств, которые необходимо отвлекать в первые годы функционирования энергоблока на обслуживание и возврат заемных средств;

• во-вторых, отпускной тариф на электроэнергию.

• в-третьих, срок окупаемости инвестиций;

Учитывая изложенное, при реализации проекта не имеет смысла делать ставку на привлечение внешних инвесторов, т.к. срок окупаемости инвестиций превысит 10 лет (даже без учета факторов риска), что вряд ли может быть привлекательным сегодня для инвесторов, особенно, иностранных.

Оценка рисков

К наиболее значимым рискам в процессе реализации проекта авторы бизнес-плана относят:

•  

  • возможные задержки при разработке проектно-сметной документации. Можно ожидать, что с момента разработки бизнес-плана кадровая ситуация в проектных институтах ухудшилась, поэтому риск задержек стал более реальным;

  • возможные "перебои в сроках поставки оборудования от заводов стран СНГ из-за свертывания производства и отсутствия комплектующих изделий, а также увеличение стоимости оборудования из-за таможенных и ценовых неопределенностей" (стр. 75). Очевидно, что за прошедшее с 1995 года время риск перебоев в сроках поставки оборудования и другие не уменьшился;

  • возможность возникновения потребности в дополнительных ассигнованиях "на подготовку (восстановление) производства и корректировку конструкторской документации (приведение ее в соответствие с новыми стандартами, нормами и правилами)" (стр. 75). Существенно, что и в этом плане ситуация за последние пять лет могла только ухудшиться, т.е. соответствующий риск возрос.

К сожалению, разработчики бизнес-плана не осуществили количественную оценку влияния рисков на экономику проекта. Однако с большой долей уверенности можно утверждать, что они приведут к дополнительному удорожанию проекта и увеличению срока его реализации и, в конечном счете, к снижению эффективности капитальных вложений, росту срока окупаемости. Снижение эффективности вряд ли будет значимым, но отсутствие подробных и реальных экономических выкладок может стать серьезным препятствием в деле привлечения к участию в проекте серьезных инвесторов.

Выводы.

Представленный на экспертизу документ не может рассматриваться в качестве серьезного основания для привлечения инвесторов и обоснования окупаемости капитальных вложений.

Приведенные в бизнес-плане оценки себестоимости продукции, объемов реализации, рентабельности и прибыли сегодня не могут быть приняты в качестве актуальных и абсолютно достоверных.

В бизнес-плане занижены:

• во-первых, сумма средств, которые необходимо отвлекать в первые годы функционирования энергоблока на обслуживание и возврат заемных средств;

• во-вторых, отпускной тариф на электроэнергию;

• в-третьих, срок окупаемости инвестиций.

Риски приведут к дополнительному удорожанию проекта и увеличению срока его реализации и, в конечном счете, к снижению эффективности капитальных вложений, росту срока окупаемости. Снижение эффективности вряд ли будет значимым, но отсутствие подробных и реальных экономических выкладок может стать серьезным препятствием при поиске источников финансирования проекта.

Т.к. срок окупаемости инвестиций по проекту превысит 10 лет (даже без учета факторов риска), делать серьезную ставку на привлечение внешних инвесторов не имеет смысла. При реализации проекта наиболее вероятно бюджетное финансирование.

Конкурентоспособность энергоблока БН-800 во многом определяется выбранным режимом финансирования строительства объекта, стоимостью кредитов и сроками их возврата. При льготном режиме может быть обеспечен приемлемый уровень конкурентоспособности производства, а при жестких условиях предприятие в течение по меньшей мере 12-15 лет не будет иметь свободных средств в количестве, достаточном для нормального функционирования объекта, что может снизить безопасность объекта.

Кроме этого, авторами бизнес-плана не включены в расчет себестоимости электроэнергии следующие составляющие:

• полная стоимость обращения с радиоактивными отходами (хранение, переработка и транспортировка);

• стоимость начальной загрузки уран-плутонивого ядерного топлива;

• стоимость доставки и хранения свежего топлива, а также транспортировка и переработка отработавшего ядерного топлива;

• инфляционное удорожание ядерного топлива за период эксплуатации БН-800;

• снятие с эксплуатации АЭС с БН-800 необходимо включить в расчет себестоимости электроэнергии БН-800;

• стоимость страхования рисков и компенсации возможного радиационного ущерба, связанного с работой АЭС с БН-800 на всех этапах жизненного цикла станции.

Приведенная экспертиза экономики проекта БН-800 позволяет сделать вывод о том, что при реализации подобных проектов нельзя руководствоваться, например, только осознаем необходимости потребности во введении дополнительных энергетических мощностей и уничтожения оружейного плутония.

Создателями проекта допущено немало ошибок и отступлений при расчетах себестоимости электроэнергии. Кроме этого, в материалах бизнес-плана отсутствуют расчетные данные по возможной альтернативе БН-800 со стороны тепловых станций на органическом топливе.

Разработчиками проекта БН-800 фактически большинство обоснований, будь то обоснование ядерной, радиационной или экологической безопасности, заменены декларативными ссылками на “большой и положительный опыт эксплуатации” БН-600.

Однако даже по наличию опыта эксплуатации не всегда можно судить о соответствии проекта современным нормативным документам и о достаточной оптимизации тепловой схемы станции, а также экономической эффективности АЭС.

01.11.2001 г.

Приложение № 1.

Список используемой литературы.

1. В.М.Кузнецов "Российская атомная энергетика: Вчера, сегодня, завтра. Взгляд независимого эксперта". Москва, 2000г. изд."Голос-пресс".

2. Информационный бюллетень “Радиация и общество” № 1-1995 г., № 2(1)-1996 г., №2 (2)-1997 г. под общей редакцией В.Кузнецова, Международный Чернобыльский Фонд безопасности при содействии Национальной Организации Международного Зеленого Креста в России, Москва.

3. Вестник Российской академии наук том 70, № 2, 2000 г., с. 117-128.

4. “Временные методические указания о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке”, аналитический и методический центр федеральной энергетической системы, г.Москва, 1996 г.

5. Доклад Федерального экологического агентства Австрии Правительству Австрии “Ядерные реакторы Хмельницкой и Ровенской АЭС”, Вена, ноябрь 1998 г.

6. Годовой отчет по технико-экономическим и производственным показателям АО “Каскад Таймырских ГЭС”, п.Снежногорск, 1997 г.

http://www.rosenergoatom.info/index.php?option=com_content&view=article&id=225:2010-06-04-08-02-16&catid=1:2009-11-01-11-18-41&Itemid=60

 Виктор Сидоренко, советник директора
РН Ц «Курчатовский институт»

 Владимир Асмолов,
первый заместитель Генерального директора ОАО «Концерн Росэнергоатом»

 

 

 Юрий Семченков, заместитель директора РНЦ «Курчатовский институт»

 Облик АЭС с  легководными энергетическими реакторами следующего поколения

В проекте «АЭС-2006», ставшем основой правительственной программы строительства атомных электростанций, предполагается максимально использовать опыт и задел серийного сооружения энергоблоков с реакторами ВВЭР

Ближняя перспектива развития атомной энергетики опирается на эволюционное развитие технологии ВВЭР, а среднесрочная и более отдаленная перспективы должны ориентироваться на новые цели, которые должны определить задачи как эволюционного, так и инновационного развития этой технологии. Формулируемые в последние годы варианты стратегии развития атомной энергетики определяют в качестве центральной задачи формирование оптимальной структуры всего ядерного топливного цикла, что в итоге должно определить место ядерного топлива в топливно-энергетическом балансе страны.

При этом задачи для атомной энергетики формируются вокруг обеспечения возможности перейти от использования ~ 1% добываемого природного урана из экономически исчерпаемых запасов к практически полному использованию изотопов урана-238 и тория-232, энергетический ресурс которых на порядки больше, чем у нефти и газа. Для достижения этой цели первоочередной задачей является создание замкнутого ядерного топливного цикла с необходимой для этого промышленной и социальной инфраструктурой. Замыкание топливного цикла требует одновременно продемонстрировать приемлемые решения по окончательному обращению с облученным ядерным топливом и радиоактивными отходами при минимизации угрозы неконтролируемого использования ядерных материалов.

В обозримое время центральными задачами инновационного развития реакторов деления определены разработка эффективных бридеров на быстрых нейтронах и повышение эффективности топливоиспользования в реакторах на тепловых нейтронах как за счет замыкания топливного цикла по плутонию, совершенствования конструкции активной зоны реакторов, так и перехода в дальнейшем на уранториевый топливный цикл.

К сожалению, в концепции Федеральной целевой программы «Ядерные энерготехнологии нового поколения на период 2010–2015 гг. и на перспективу до 2020 года», утвержденной Правительством РФ 23 июля 2009 г. под № 1026-р, отсутствует раздел по модернизации ЛВР для условий эффективной работы в замкнутом ядерном топливном цикле.

Наряду с линией инновационного развития бридеров на быстрых нейтронах, получающих видимое развитие в стратегических ожиданиях российской атомной энергетики за пределами 2020 года, этот временной период рассматривается как период внедрения нового поколения реакторов на тепловых нейтронах с новыми возможностями, среди них приоритетное место могут занять корпусные легководные реакторы (ЛВР) как носители традиционной технологии и большого опыта.

В это направление вложено сил, времени и денег больше, чем в любое другое реакторное направление. Накоплен бесценный мировой опыт эксплуатации ЛВР, имеются проверенные на практике технические, конструкционные, технологические решения, зарекомендовавшие себя как положительно, так и отрицательно. Для ЛВР имеется множество предложений и практических разработок по их дальнейшему совершенствованию. Это дает основание надеяться на своевременное создание на этой базе легководных реакторов, которые будут отвечать требованиям, предъявленным к инновационным ядерно-энергетическим системам.

В укрупненном виде для СуперВВЭР в проведенном рассмотрении были обозначены три основные цели:

•более эффективное использование урана и плутония;

• снижение инвестиционных рисков;

• повышение термодинамической эффективности.

В рамках реакторов корпусного исполнения с водяным теплоносителем рассматривались следующие направления инновационного развития:

• охлаждение водой докритических параметров с возможностью регулирования спектра нейтронов;

• использование технологии корпусного реактора, охлаждаемого кипящей водой докритических параметров;

• использование воды сверхкритического давления в прямоточном одноконтурном исполнении;

• использование воды сверхкритического давления в двухконтурной реакторной установке;

• пароводяное охлаждение в докритической области давления реактора с быстрым спектром нейтронов;

• паровое охлаждение в закритической области давления реактора с быстрым спектром нейтронов.

Кроме того, в инициативном порядке были выпущены научные отчеты по формированию и обоснованию предложений по реактору ВВЭР с вариантами активной зоны на основе твэлов уменьшенного диаметра и на основе микротвэлов (МТ).

Регулирующим условием для подготовки рассмотренных предложений была ориентировка на возможность практической реализации разработки в период с 2020 по 2025 годы, в соответствии с рассматриваемой нами структурой российской атомной энергетики до 2050 года.

В графике 1 приведена рассматриваемая структура атомной энергетики в период до 2050 года, где уровень установленных мощностей атомных станций на рубеже 2030 года соответствует верхней цифре в диапазоне, обозначенном в «Энергетической стратегии России до 2030 года», утвержденной распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 года.

В этом базовом сценарии предполагается развитие атомной энергетики с 2020–2025 годов на основе замкнутого топливного цикла с быстрыми реакторами, обеспечивающими расширенное воспроизводство топлива с умеренными показателями. Одновременно с развитием быстрого направления начинается внедрение усовершенствованных легковод-ных реакторов (Супер-ВВЭР), которые к началу их внедрения после 2020 года обеспечивают расход природного урана в открытом топливном цикле на уровне 130–135 т/ГВт (э) год. Такие целевые показатели могут быть достигнуты оптимизацией топливного цикла и повышением термического КПД. В конфигурации этих реакторов для замкнутого топливного цикла они работают с МОКС-топливом.

Такие же сроки реализации замкнутого топливного цикла и внедрения инноваций как в направление быстрых реакторов, так и в направление легководных тепловых, рассматриваются в «оптимистическом» по масштабам мощностей варианте развития атомной энергетики, который иллюстрируется графиком 2, где более детально обозначены различные направления инноваций в реакторных технологиях.

Представленный здесь вариант с нашей точки зрения более реалистично учитывает тенденции и динамику развития мирового энергетического рынка (и России в том числе) и требует более активного развития реакторных технологий с учетом перспективы.
Вполне реальна возможность того, что в практическом развитии ядерно-энергетической отрасли меньшие темпы роста мощности парка атомных станций приведут к сдвижке сроков реализации рассмотренной схемы развития, но мы полагаем, что структура развития и целевые задачи сохранятся; реальная жизнь может корректировать желательные сроки конкретных разработок и уточнять как вклад разных реакторных систем в энерговыработку и топливный баланс, так и конкретное время их внедрения.

Для обеспечения надежности и устойчивости ядерно-энергетической системы принципиально важны формирование и сохранение ее технологической многокомпонентности (по крайней мере – двухкомпонентности). В прошедший период развития двумя компонентами являлись ВВЭР и РБМК; в рассматриваемой перспективе параллельно развиваются, как минимум, две технологии: ЛВР и БР.

Какие же варианты концепций Супер-ВВЭР предлагаются для рассмотрения?

Улучшенный ВВЭР для работы в замкнутом топливном цикле

За основу берется проект ВВЭР-1200, разрабатываемый в настоящее время в соответствии с Федеральной целевой программой («АЭС-2006»). Планируется дальнейшее эволюционное совершенствование этого проекта как по реакторной установке, так и по топливу, включая переход к замкнутому топливному циклу по мере прояснения возможностей промышленности и разработки и внедрения проектов реакторов-наработчиков делящихся изотопов.

Пароводоохлаждаемый быстрый энергетический реактор ПВЭР-650

С 1977 года в РНЦ «Курчатовский институт» совместно с ВНИИАМ и ОКБ ГП проводилась разработка реактора с быстрорезонансным спектром нейтронов и охлаждением пароводяной смесью закризисного паросодержания — ПВЭР.

В этой концепции за счет использования теплоты фазовых переходов (испарения влаги в активной зоне) реализуется большая энергоемкость пароводяной смеси и существенно снижается температура стальных оболочек твэлов, уменьшаются общий расход теплоносителя и затраты на его циркуляцию.

Одноконтурный вариант ВВЭР-СКД с двухзаходной активной зоной

В двухзаходном прямоточном реакторе ВВЭР-СКД теплоноситель поступает сначала в периферийную зону с резонансно-тепловым спектром, состоящую из 150 тепловыделяющих сборок (ТВС). В этой зоне плотность теплоносителя уменьшается с 700 кг/м3 в среднем до 200 кг/м3.

Далее теплоноситель попадает в нижнюю напорную, откуда, поменяв направление на противоположное, поступает в центральную зону, состоящую из 91 ТВС. Плотность теплоносителя, двигающегося снизу вверх, в этой зоне уменьшается в среднем до 100 кг/м3, что обеспечивает большую долю МОКС-топлива и быстрорезонансный спектр нейтронов в ней.

Двухконтурный вариант

ВВЭР-СКД с одноходовой активной зоной
(реактор В-670 СКДИ)

В двухконтурной ядерной энергетической установке В-670 СКДИ используется реактор с интегральной компоновкой активной зоны, ВКУ и парогенераторов в корпусе реакторного моноблока.

   

 

Температура на входе в активную зону несколько ниже псевдокритической (375 °С), а температура на выходе из активной зоны – несколько выше псевдокритической (395 °С). В реакторе реализуется естественная циркуляция теплоносителя за счет раздвинутой топливной решетки и существенного снижения плотности теплоносителя при нагреве в активной зоне.

Двухконтурный вариант быстрого реактора, охлаждаемого
СКД-теплоносителем (реактор ПСКД-600)

Наилучшие показатели топливо-использования могут быть достигнуты в СКД-реакторах, работающих в быстром спектре нейтронов. Переход с одноконтурной схемы реакторной установки на двухконтурную позволяет иметь в первом контуре паровой СКД-теплоноситель с достаточно низкой плотностью для достижения быстрого спектра нейтронов.

Используя при этом конструкцию тепловыделяющей сборки (ТВС) с плотной решеткой твэлов, удается обеспе-чить в активной зоне спектр нейтронов, близкий к спектру в реакторах типа БН. Появляется возможность реализовать режим самообеспечения топливом в замкнутом топливном цикле.

Одноконтурный кипящий реактор с быстрорезонансным спектром нейтронов (ВК-М)

 

В водоохлаждаемых реакторах ужесточение нейтронного спектра и повышение коэффициента воспроизводства может быть достигнуто за счет утеснения решетки твэлов и соответствующего уменьшения водотопливного отношения. Это направление легководной реакторной технологии принято называть реакторами с уменьшенным замедлением нейтронов RMWR (Reduced Moderation Water Reactor).

Наиболее просто уменьшенное замедление нейтронов реализуется в кипящем реакторе, где сокращение количества замедлителя достигается не только за счет утеснения решетки твэлов, но и за счет резкого уменьшения плотности кипящего теплоносителя.
Ранжирование концептуальных предложений

Содержание научно-технических и технологических проблем, которые могут быть сформулированы для каждого из предложений, позволяет предложить такую их оценку.

Наиболее близкой к отечественной линии корпусных легководных реакторов в мировой атомной энергетике и накопившей не меньший опыт, чем PWR-ВВЭР, является линия кипящих корпусных реакторов BWR. Однако Россия не владеет тем багажом освоения технологии, который накоплен разработчиками BWR. Конечно, всегда остается возможность сотрудничества и совместных разработок с зарубежными партнерами, но они будут определяться в первую очередь совокупностью коммерческих факторов.

Переход в реакторе на быстрый спектр нейтронов сдвигает это предложение в сторону проблемы выбора оптимального решения для бридеров.

Можно прийти примерно к такой же оценке и других предложений по созданию реакторов с паровым охлаждением и быстрым спектром нейтронов как в докритической области давления теплоносителя, так и в области закритического давления. Это сфера оптимизации развития бридеров со своими специфическими критериями и лишь в малой степени затрагивает развитие технологии уже существующего корпусного легковод-ного направления.

Особого внимания заслуживает возможность перейти в легководном реакторе на сверхкритическое давление. Привлекательность этого направления проявилась, в частности, в том, что оно включено в комплекс систем «Генерации-4».

На поверхности лежат проблемы, которые предстоит решить при освоении этого направления. Это, во-первых, необходимость достаточно полного понимания термогидравлики теплоносителя. Знания, полученные при довольно широком внедрении сверхкритических параметров пара в органической энергетике, недостаточны для ответа на все вопросы, которые ставит реакторная установка.

Вторая проблема рассматривается как более сложная и требующая для успешного решения до 15 лет – проблема конструкционных материалов активной зоны.

В итоге можно констатировать, что переход на сверхкритическое давление в ЛВР представляет собой актуальное направление их инновационного развития, но по масштабу стоящих проблем диктует для их решения необходимость международной кооперации. Оцениваемые время и усилия для реализации не позволяют рассматривать эти инициативные предложения как приоритетные в рамках инновационного развития корпусного легководного направления, обозначенного выше как Супер-ВВЭР.

Обсуждавшиеся выше предложения относятся, конечно, к «дальней» перспективе, уходящей за 2020–2025 годы. Они заслуживают в терминологическом ряду в большей степени отнесения не к категории «инновационных проектов», а, скорее, к разряду «революционных».

Предлагаемые направления разработки Супер-ВВЭР

Предлагается сосредоточиться на двух перспективных направлениях исследований и разработок:

• направление эволюционного развития с модернизацией и совершенствованием традиционной
технологии  ВВЭР;
• направление инновационного развития с переходом на теплоотвод водой сверхкритических параметров.
Возможные временные рамки развития эволюционного варианта Супер-ВВЭР:
• 2009–2011гг. – технические предложения по проекту инновационной активной зоны и формирование программы НИОКР для АЭС c эволюционным вариантом Супер-ВВЭР;
• 2011–2015 гг. – выполнение предпроектных и базовых НИОКР для АЭС с эволюционным вариантом Супер-ВВЭР (материалы, коды, базы данных, бенчмарки, стендовая база);
• 2012–2016 гг. – проектирование АЭС с эволюционным вариантом Супер-ВВЭР (концептуальный проект, техническое предложение, технический проект, ТЭО, РД);
• 2016–2021 гг. – сооружение головной АЭС с эволюционным вариантом Супер-ВВЭР.
Возможные временные рамки развития инновационного варианта Супер-ВВЭР:
• 2009–2011 гг. – изучение обобщенных базовых проблем ВВЭР-СКД нового поколения, технические предложения по АППУ с инновационной РУ Супер-ВВЭР, формирование требований и программы НИОКР для АЭС c инновационным вариантом Супер-ВВЭР;
• 2012–2019 гг. – выполнение предпроектных и базовых НИОКР для АЭС с инновационным вариантом
Супер-ВВЭР (материалы, коды, базы данных, бенчмарки, стендовая база, экспериментальные исследования);
• 2017–2021 гг. – проектирование АЭС с инновационным вариантом Супер-ВВЭР (концептуальный проект, техническое предложение, технический проект, ТЭО, РД);
• 2022–2026 гг. – сооружение головной АЭС с инновационным вариантом Супер-ВВЭР.

 

Основным содержанием работ на ближайшие 2–3 года должно быть выполнение базовых НИОКР.

Проводимые параллельно вариантные конструктивные проработки в основном должны служить задаче выявления приоритетных исследований и разработок.

На этом начальном этапе должны быть подготовлены технические задания на конкретное конструирование и проектирование объектов.

Следует подчеркнуть важность своевременного научно-технического обоснования возможных проектно-конструкторских и технологических решений, необходимого для того, чтобы обеспечить выбор оптимальных вариантов реакторной установки, соответствующих конкретным условиям их внедрения в ядерно-энергетическую систему.

http://www.atominfo.ru/news/air288.htm

Юрий Алексеевич Казанский, профессор, доктор физ.-мат. наук, заслуженный деятель науки и техники РФ.

Юрий Алексеевич, в новой ФЦП, принятой в России, говорится о реакторе БН-800, который собираются пустить в 2012 году. А ведь Вы пускали БН-600. Вы не напомните, когда это было?

Прекрасно помню - в 1980 году, весной.

То есть, 26 лет назад…

Да, 26 лет назад. В прошлом году отмечался 25-летний юбилей успешной работы этого реактора.

А как Вы думаете, почему такой огромный перерыв возник в программе быстрых реакторов?

В начальный период главной причиной было сопротивление строительству этого реактора так называемого "зелёного движения". По этой причине был создана беспрецедентная (и по составу и по количеству) комиссия для критического рассмотрения проекта, главным образом, в экологических аспектах.

Я был в комиссии, которая рассматривала готовность проекта БН-800, в смысле его проверки на экологическую приемлемость. Это была очень мощная комиссия, её создавали Академия наук и многие другие организации. Я входил в эту комиссию, мы ездили и на Белоярку, и на "Маяк".

Можно сказать, что уже в 90-ые годы на площадке Белоярки начинались работы. Были построены здания для монтажа оборудования, была проложена железная дорога, и так далее. Ещё большие работы были сделаны на "Маяке" под Челябинском.

Говоря о "Маяке", Вы что имеете в виду?

Там тоже должен был строиться блок БН-800. Между прочим, на Белоярке блок с БН-800 отставал от челябинского. Но на "Маяке" начались проблемы.

Обоснование того, что БН-800 должен быть построен на "Маяке", связывали с безопасностью местных озёр. Там очень загрязнённая система озёр, в том числе, озеро Карачай. Этот реактор должен был создать рабочие места, энергетическую подпитку - но самое главное, он должен был реагировать каким-то образом на уровень озёр.

Знаете, с чем была связана вторая авария на Карачае (ветровой разнос 1967 года)? Первая авария там хорошо известна и описана - это авария 1957 года, взрыв одной из ёмкостей с высокорадиоактивными отходами, который дал громадный выброс. А вот ветровой разнос был не таким сильным. Была очень жаркая весна, отошла вода, были сильные ветра, и началось рассеяние высохших радиоактивных отложений… На озере Карачай сейчас ведётся постоянная работа по его, по сути дела, засыпке.

Так вот, я что хочу сказать - несмотря на все эти экологические проблемы, в 90-ых годах было ясно, что проект БН-800 был очень хорошо проанализирован со всех точек зрения. Но была ещё и тривиальная причина - денег не было на стройку.

В последние годы было принято решение, что БН-800 будет строиться на Белоярке. Пошло финансирование. Конечно, пока это крохи по сравнению с требуемыми суммами.

Не забывайте, что у реактора БН-800 есть много противников. Их лейтмотив заключается в том, что нет нужды строить этот реактор, ведь он уже устарел. Действительно, он проектируется уже более четверти века. Все технические решения, которые в нём заложены, всегда можно формально назвать старыми. Но я не знаю, есть ли новые и более эффективные решения по сравнению с теми, что используются в БН-800?

У противников есть и второй аргумент, и я бы здесь выступил почти так же, как и они. Мы говорим, что нам нужно развивать атомную энергетику. Но нужно ли именно сегодня делать реакторы на быстрых нейтронах? Я думаю, что почти все скажут, что нет. Сегодня это не нужно. Почему? Потому что у нас много урана, нам его не жалко, мы можем складировать его на отложенный спрос.

Но при этом, мы будем отставать и упускать свои позиции лидеров. Раньше мы их делили с французами… Точнее говоря, сначала были американцы, потом мы стали делить лидерство с французами, а сейчас в направлении быстрых реакторах осталась только наша Россия. Единственный энергетический реактор, реально работающий на протяжении 26 лет - это БН-600 в России. Причём это реактор по своим показателям признаётся одним из лучших реакторов - не только среди быстрых, а вообще среди всех энергетических реакторов.

Кроме того, в России рассматривается реактор на быстрых нейтронах со свинцовым теплоносителем.

Точности ради, французы пустили не так давно свой "Феникс"…

У них ведь была более дорогая штука - "Суперфеникс". Конечно, решение о его закрытии - это дело самих французов, но я просто не понимаю, с чем это было связано. Если это только из-за той аварии, что была у французов - ну подумаешь, у нас на БН сначала даже парогенераторы летели. Но ведь мы, в конце концов, всё поправили!

А почему именно БН-800? Откуда взялась такая цифра?

Я думаю, вот откуда. После реактора БН-600 сначала был проект реактора БН-1600. Но после пуска БН-600 возник своего рода ажиотаж. Тогда приняли решение построить ещё два быстрых реактора на Урале. Зачем? Несмотря на то, что в 80-ые годы они вряд ли были бы экономически целесообразны, но они давали возможность построить реакторы со смешанным топливом и реализовать в крупном масштабе замкнутый топливный цикл. Реактор, следующий после БН-600, уже планировался со смешанным топливом.

Введение смешанного топлива потребовало пересмотреть проект. По ходу дела оказалось, что можно получить мощность не 600, а 800 МВт(эл.).

По поводу смешанного топлива, какие там проблемы возникали? Первая неприятность заключалась в том, что загрузка свежего топлива у нас проводилась недистанционно. То есть, приходит машина с топливом, и вы можете его спокойно загружать - в случае урана, но не плутония!

На БН-600 есть специальные устройства - барабаны свежих пакетов. Они должны быть разогреты, нельзя ведь холодную кассету опустить в горячий натрий при перегрузке. Иными словами, там есть определённая технология перегрузок, и на неё накладывалось то, что для смешанного топлива она должна была быть реализованной дистанционно. Это был принципиальный момент.

Вторая и, может быть, главная неприятность плутониевого топлива связана с тем, что допустимый процент разгерметизированных твэлов должен быть сильно уменьшен. Плутоний более токсичен, более агрессивен, чем уран.

Требования к оболочкам более жёсткие становятся?

Да. Третья вещь, то же очень важная - обработка выгоревших сборок усложняется. Там тоже очень непростая технология обращения, есть специальные барабаны отработанных пакетов. Среди прочего, кассета идёт на обмывку. Представляете, как натрий вымыть водой? Этого просто нельзя делать!

А чем же его вымывают?

О, моют очень интересной и известной жидкостью!

Почему процесс обмывки может быть довольно опасным? Если вы будете мыть обычной водой, то у вас просто будут взрывы, и разрушатся твэлы. Поэтому приходится делать добавки в воду, чтобы весь процесс становился бы более мягким…. Короче говоря, технологию обращения с отработавшими сборками также нужно было пересмотреть при переходе на смешанное топливо.

Что касается физики самого реактора, сами понимаете, что большой разницы между урановой и плутониевой зонами нет. Хотя, при переходе на смешанное топливо заметно изменится доля запаздывающих нейтронов.

То есть, все стержни СУЗ надо менять?

Да, тут разные будут требования к СУЗ. Конечно, пересмотр должен быть. Кроме того, у БН-800 зона увеличилась, и были внесены некоторые другие изменения.

А вот такой вопрос сейчас начинает обсуждаться, в Европе, в Норвегии - ториевые реакторы. Не уран-плутониевые, а ториевые. Скажите, в Советском Союзе рассматривался ториевый цикл?

Я думаю, что делалось очень много расчётов ториевых реакторов, но я не думаю, что такие установки разрабатывались столь же глубоко и серьёзно, как реакторы ВВЭР или БН. Я не думаю, что знаменитый ВНИИНМ имени А.А.Бочвара столько внимания уделял торию, сколько было уделено урану и плутонию.

А почему?

А я сейчас скажу, почему. Давайте так - вся наша энергетика родилась на военном комплексе. На чём военный комплекс был основан? Обогащение и реакторы-накопители. Там тория не было. Все технологии были построены вокруг урана и плутония. Для них всё было готово, вот мы их и реализуем.

Если бы торий имел колоссальные преимущества в энергетике по сравнению с ураном или плутонием, то тогда, конечно бы, за него взялись. А так - не "приспичило", уран есть, поэтому торий не очень интересен.

Недавно у нас выступал представитель ИАЭ имени И.В.Курчатова, который рассматривал радиотоксичность масштабной атомной энергетики для трёхзвенной системы - реакторы тепловые, быстрые и выжигатели с жидким топливом. Он рассмотрел для неё урановый, уран-плутониевый и ториевый циклы. Он пришёл к выводу, что с точки зрения радиотоксичности все циклы примерно одинаковы.

Честно говоря, меня этот вывод удивил. В своё время, основной лозунг сторонников тория был таков - у тория нет плутония, нет нептуния и америция, то есть, нет этой ужасной цепочки распадов. Но зато у него есть уран-232, который имеет очень неприятный период полураспада, поэтому он очень активный, и так далее.

В своё время, 20 или даже 30 лет назад, говорили так - когда экономика позволит, надо обязательно переходить на торий. Но вот такая работа, о которой я только что упомянул, это далеко не первое исследование, показывающее, что громадного преимущества у тория нет.

Последний вопрос, буквально в двух словах. Что Вы думаете о свинцовых реакторах?

Это не минутный разговор, конечно. Тут столкнулись, я бы сказал, амбиции…

То есть, свинцовые реакторы - это политика?

Нет, это амбиции, не политика. На самом деле, если рассмотреть быстрый реактор с теплоносителем из тяжелого металла, то у него видны многие преимущества. У него нет давления, и он не горит. У такого реактора более жёсткий спектр нейтронов. Это просто прелесть какая-то!

Но есть один хитрый вопрос. Если послушать одних учёных, то они говорят - проблем с технологией свинцовых теплоносителей нет. А другие специалисты, которые имели отношение к нашим военным технологиям, утверждают, что есть, и ещё какие!

Но можно вспомнить и то, как боялись в своё время натриевой технологии. Вы ещё молодые, вы просто не знаете, какие тогда были крики по поводу того, что всё сгорит и всё взорвётся! Да, тревоги были очень большие, но ведь у нас, у американцев, англичан, французов, японцев всё в итоге с натрием получилось. Набрали человеко-годы на различных сборках, реакторах малой мощности. Именно такой аварии, которой боялись - взрыва натрия с водой - всем удалось избежать. Поэтому и реактор с тяжёлым металлическим теплоносителем должен иметь право на экспериментальную опытную проверку в масштабе, сопоставимым с промышленным.

А мне самому, честно говоря, очень нравится идея, над которой много работали в России - это реактор-"самоед" с КВ_а>1. Загружаешь в него природный уран и систематически отгружаешь топливные сборки с накопившимся плутонием. Реактор сам себе производит ядерное топливо без всяких внешних заводов и предприятий ЯТЦ.

ИСТОЧНИК: AtomInfo.Ru

http://www.ng.ru/energy/2008-12-09/13_kurchatov.html

«В качестве ориентиров развития атомной энергетики России на долгосрочную перспективу взяты установленные мощности АЭС: 90 ГВт к 2030 году и 170 ГВт к 2050 году. Эти масштабы атомной энергетики определяются внутренними потребностями России по наращиванию электрогенерации в прогнозных сценариях развития экономики страны, выполненных Минэкономразвития, – констатирует Павел Алексеев, директор отделения перспективных ядерно-энергетических систем ИЯР. – Для замкнутого топливного цикла мы рассчитали структуру атомной энергетики и масштаб увеличения установленных мощностей атомных станций. Она определена на основе многофакторного анализа. Эта структура обеспечивает преемственность в развитии реакторных технологий, эволюционное развитие новых направлений, минимизирует потребление природного урана, не требует излишнего форсирования в развитии предприятий по переработке ОЯТ, минимизирует объемы региональных и централизованных хранилищ ОЯТ. Для этого сценарного варианта предполагается развитие атомной энергетики на основе замкнутого топливного цикла с быстрыми реакторами с расширенным воспроизводством топлива (реакторы БР-S). Серийный ввод коммерческих быстрых реакторов в эксплуатацию по нашему сценарию начнется с 2025 года. К этому времени основные технические решения должны быть подтверждены на малой серии быстрых реакторов, вводимых в эксплуатацию с 2018 года».

http://www.ng.ru/energy/2008-12-09/13_kurchatov.html

Революция в реакторных технологиях

Модель высокотемпературного газоохлаждаемого реактора "Астра".
Фото Юрия Макарова

Но если технология Супер-ВВЭР – это эволюционное развитие технологии действующих водо-водяных энергетических реакторов, предназначенных для производства электроэнергии, то высокотемпературные газоохлаждаемые реакторы (ВТГР) основаны на принципиально иных технологиях. Поэтому развитие концепций ВТГР подразумевает существенное продвижение в реакторных технологиях.

Всего сотни метров отделяют друг от друга расположенные на территории Курчатовского института первый реактор Ф-1 и работающую модель высокотемпературного газоохлаждаемого реактора – критический стенд «Астра», на котором проводятся исследования в обоснование нейтронно-физических характеристик реакторов типа ВТГР. Основа концепции критического стенда – использование сферических тепловыделяющих элементов, загружаемых в пространство, ограниченное графитовыми отражателями.

«В реакторах типа ВТГР для охлаждения активной зоны используется не водяной теплоноситель, как в ВВЭР, а высокотемпературный газ, – рассказывает Петр Фомиченко, начальник отдела высокопотенциальной энергетики ИЯР. – Основное принципиальное отличие и преимущество высокотемпературных технологий – возможность достижения необычайно высоких температур теплоносителя на выходе из реактора, гораздо больших, чем в ВВЭР, – до 1000 градусов! Добиться таких высоких температур можно, используя керамическое топливо и химически инертный гелий в качестве теплоносителя. На основе анализа мирового опыта и работ, проводившихся в России, в качестве топлива ВТГР была предложена концепция микротвэлов, состоящих из топливного сердечника малого диаметра (около 0,5 мм) с нанесенными на него высокопрочными и жаропрочными защитными слоями из пироуглерода и карбида кремния. На основе этих микротвэлов создаются шаровые тепловыделяющие элементы или топливные компакты, напоминающие короткие стерженьки».

Как отметил Фомиченко, такие высокие температуры можно использовать в различных технологических процессах. Если основное предназначение реакторов типа ВВЭР – все-таки производство электроэнергии, то высокотемпературные газовые реакторы открывают для атомной энергетики новое пространство. Реакторные системы с ВТГР, безусловно, обладающие возможностями более эффективно производить электроэнергию, призваны заметно расширить сферу использования атомной энергии и войти в те области энергопотребления, где атомная энергия пока не завоевала значимых позиций. Это прежде всего производство промышленного тепла для энергоемких технологий, например химических, металлургических, для производства моторного топлива, а также водорода. Именно этим сферам принадлежит большая часть потребления энергии.

«Задача внедрения высокотемпературных реакторных технологий – захватить эту новую для атомной энергетики часть рынка, предложив конкурентоспособные услуги по производству высокопотенциального тепла. Поэтому можно смело сказать, что высокотемпературное направление в реакторных технологиях, развиваемое в Курчатовском институте, способно сделать существенный вклад в расширение сферы использования ядерной энергии», – утверждает Фомиченко.

Эффект температуры

На рубеже столетий началась новая стадия работы над высокотемпературными реакторами. Используя опыт, накопленный за предыдущие годы, а также достижения в работах над новыми реакторными материалами, исследователи предлагают новые технические решения, улучшающие возможности реакторов этого типа. Сегодня это активно развивающееся направление известно в мире как часть программы «Генерация-4», инициированной США. В этой программе определены шесть типов различных реакторных концепций, и две из них используют гелий в качестве теплоносителя, в том числе и для производства высокопотенциального тепла.

Вокруг перспективного высокотемпературного направления уже сложилась устойчивая международная кооперация. Туда устремлены и научные интересы Курчатовского института. Это вполне естественно, если учесть, что исследования и разработки по созданию высокотемпературных источников атомной энергии начались в Институте атомной энергии им. И.В.Курчатова еще в 1960-е годы: это время зарождения энерготехнологического направления атомной энергетики. Тогда эти работы были сосредоточены в специально созданном отделе, их руководство поручили талантливым молодым ученым М.Д.Миллионщикову и Н.Н.Пономареву-Степному. Сейчас академик РАН Н.Н.Пономарев-Степной – научный руководитель высокотемпературного направления.

«В настоящее время мы в сотрудничестве с рядом российских организаций атомной отрасли работаем в рамках Программы демонстрации технологий высокотемпературных реакторов, – говорит Фомиченко. – Эта стадия работ над реакторными технологиями ВТГР посвящена решению наиболее проблемных вопросов. В свое время на основе экспертной оценки было определено, какие направления разработок являются самыми критическими и сложными. К ним относится, в частности, отработка высокотехнологичных процессов для массового производства топлива с керамическим покрытием. Есть и другие направления – например, физика активной зоны кольцевого типа, и именно теоретические наработки в этом направлении проверяются экспериментально на нашем стенде «Астра».

Атомно-водородное чудо

Высокие температуры нужны и для производства водорода. Сегодня многим известно, что водород может быть высокоэффективным и экологически чистым энергоносителем: он широко используется в промышленности и ракетной технике, а в будущем может найти применение в энергетике, бытовом теплоснабжении, на автотранспорте. Уже в 1970-е годы Курчатовский институт стал активно действующим центром атомно-водородной энергетики. Результаты исследований, выполненных академиком Пономаревым-Степным, позволили предложить новые подходы к выбору и совершенствованию реакторных материалов, расширить температурные и радиационные границы их использования. На базе этих исследований и началось развитие нового направления использования атомной энергии – атомно-водородная энергетика, основанная на высокотемпературных реакторах с гелиевым охлаждением для производства водорода и других энергоносителей. Выполненные исследования по высокотемпературным реакторам стали основой для разработки и создания целого ряда реакторных установок с уникальными параметрами, в том числе ядерных ракетных двигателей.

http://www.ng.ru/energy/2008-12-09/13_kurchatov.html

По российским проектам в мире в настоящее время созданы 63 установки типа ВВЭР. Последние две электрической мощностью по 1000 МВт были введены в строй в Китае. В ближайшие годы ожидается ввод в эксплуатацию двух установок в Индии, началось сооружение блока в Болгарии. Не так давно наша страна выиграла тендер на строительство четырех реакторов в Турции и двух в Украине.

«В основном, на наш взгляд, по этому направлению в ближайшем будущем будет развиваться реакторная технология, – отмечает Юрий Семченков, директор Института ядерных реакторов (ИЯР) РНЦ «Курчатовский институт». – Перспективным реактором, проектирование которого заканчивается в 2009 году, станет форсированный реактор ВВЭР-1200 (АЭС-2006). Он создан на базе ВВЭР-1000 за счет увеличения активной зоны».

Интерес в ближайшей перспективе представляет развитие нового реактора по типу ВВЭР с большим коэффициентом воспроизводства. В настоящее время курчатовцы начали концептуальную проработку такого проекта. Условное название этого реактора – Супер-ВВЭР. По словам Семченкова, это реактор ближайшего будущего, поскольку он основан на технологии, хорошо отработанной как в России, так и во всем мире.

Одновременно с развитием быстрого направления продолжатся модернизация и усовершенствование реакторов ВВЭР-S с таким ориентиром, чтобы к началу их серийного ввода начиная с 2020 года они обеспечивали расход природного урана на уровне 130 т природного урана/ГВт(э)*год. Такие параметры топливного цикла могут быть достигнуты повышением КПД, оптимизацией топливного цикла реактора, разработкой конструкций активной зоны, обеспечивающих более высокий коэффициент конверсии топлива.

С 2025 года параллельно начнется развитие высокотемпературного направления, которое способно существенно расширить сферы применения атомной энергетики. Оно ориентировано на развитие атомно-водородной энергетики, производства искусственного моторного топлива, использование высокопотенциального тепла в промышленности.