Рбмк расшифровка. Рбмк реактор большой мощности канальный

1. Введение

2. Система управления и защиты в реакторе РБМК-1000

3.Стержни СУЗ

4.Снижение положительного эффекта реактивности при обезвоживании КО СУЗ

5. Дифференциальная и интегральная характеристики стержня

6. Структурная схема управления реактором РБМК

Система управления и защиты в реакторе РБМК-1000

Для непрерывной работы реактора активная зона должна находиться в критическом состоянии. Следовательно, для работы реактора необходимо, чтобы активная зона имела избыточную реактивность для компенсации постепенного уменьшения количества делящегося материала в процессе выгорания, а также для компенсации изменения реактивности в связи с накоплением продуктов деления. Эту избыточную реактивность необходимо компенсировать все время, чтобы реактор находился в критическом состоянии при работе на стационарном уровне мощности. Такая задача решается с помощью органов регулирования, в которых применяются материалы, являющиеся сильными поглотителями нейтронов. Органы регулирования при этом выполняют следующие задачи:

Регулируют энерговыделение в активной зоне;

Осуществляют быструю остановку реактора;

Компенсируют быстрое и медленное изменение реактивности, обусловленное температурными колебаниями, накоплением продуктов деления и истощением делящегося материала.

В реакторостроении для изменения нейтронного потока наиболее широкое распространение получил способ, при котором регулируется количество веществ, поглощающих нейтроны. Следует отметить, что очень большое сечение поглощения приведет к быстрому истощению поглощающего материала из-за превращения его ядер в другие ядра, которые не являются сильными поглотителями нейтронов. По этой причине сильные поглотители нейтронов используются большей частью в качестве выгорающих поглотите- лей, количество которых в активной зоне должно постепенно уменьшаться для компенсации уменьшения количества делящегося материала в процессе выгорания. Для успешной работы в реакторных условиях материалы органов регулирования должны обладать такими свойствами, как механическая прочность, высокая коррозионная стойкость, химическая стабильность при рабочей температуре и облучении, относительно низкая плотность, чтобы орган регулирования мог быстро перемещаться, доступность и относительно низкая цена, хорошая обрабатываемость.

В СУЗ РБМК-1000 управление нейтронным потоком осуществляется введением в активную зону стержней-поглотителей, содержащих бор. Естественный бор состоит из двух изотопов (19 % 10В и 81 % 11В) и имеет более низкую поглощающую способность, чем 10В. Бор редко используется в чистом виде, для изготовления стержней в основном применяется карбид бора (В4С) − тугоплавкий материал, имеющий точку плавления между 2340 и 2480 °С. Для изготовления изделий из карбида бора в основном применяют методы порошковой металлургии. Основная проблема при использовании карбида бора заключается в его распухании в результате образования газообразного гелия по следующим нейтронным реакциям: 10 3 4 B H 2 He n + → +⎡ ⎤ ⎣ ⎦; 10 7 4 B Li He. n + → + Перемещение стержня-поглотителя осуществляется с помощью исполнительного механизма. Исполнительные механизмы работают в комплекте с указателями положения стержней в активной зоне, снабженными сельсинами-датчиками, и ограничителями хода стержней в крайних положениях. Точность указателей ±50 мм. Ин- формация о положении стержней выдается на сельсины-указатели, работающие в индикаторном режиме в паре с сельсин-датчиками и размещенные на мнемотабло СУЗ на БЩУ и на плато реактора в центральном зале. Стержень-поглотитель и исполнительный механизм образуют исполнительный орган.

В состав СУЗ входят исполнительные органы.

Исполнительные органыРР предназначены для ручного регулирования поля энерговыделения, УСП – для ручного регулирования поля энерговыделения в нижней половине активной зоны. Их отличительные особенности – ввод снизу активной зоны и половинная длина относительно длины стержней РР. Исполнительные органы АР, ЛАР входят в состав авторегуляторов мощности реактора, которые представлены следующими автоматическими регуляторами: АРМ – регулятор малого уровня мощности;

АР – два регулятора основного диапазона мощности, в работе может находиться только один регулятор, второй – в режиме готовности;

ЛАР – локальный автоматический регулятор мощности реактора, используется в основном диапазоне мощности; с помощью ЛАР осуществляется регулирование мощности 9−12 зон, на которые условно разбита активная зона реактора.

Исполнительные органы ЛАЗ выполняют функцию предупредительной защиты, вводятся в активную зону до момента снятия аварийного сигнала при аварийном превышении заданного уровня мощности в зонах регулирования ЛАР. Исполнительные органы ЛАЗ могут использоваться для ручного регулирования. Для возможности выполнения исполнительными органами ЛАЗ своих защитных функций логической схемой ЛАЗ накладываются ограничения на их положение в активной зоне. Исполнительные органы ЛАЗ используются также для реализации режима перекомпенсации (ПК-АЗ). Режим ПК предназначен для дополнительного ввода в автоматическом режиме отрицательной реактивности во время аварийного снижения мощности АЗ-1, АЗ-2, управляемого снижения мощности (УСМ), осуществляемого включенным авторегулятором ЛАР или 1(2)АР. Необходимость дополнительного ввода отрицательной реактивности связана с тем, что исполнительные органы авторегулятора не могут обеспечить требуемую скорость аварийного снижения мощности. Исполнительные органы БАЗ предназначены только для аварийного останова реактора. Для выполнения своих функций они должны постоянно находиться во взведенном состоянии. Система управления и защиты в реакторе РБМК − практически единственное средство оперативного управления реактивностью, в том числе заглушения реактора и обеспечения подкритичности. То есть является элементом очень важным с точки зрения обеспечения ядерной безопасности РУ. Рассмотрим более подробно некоторые элементы СУЗ.

Стержни СУЗ

В настоящее время на реакторах используются стержни СУЗ четырех типов.

Стержни РР (АР, ЛАЗ, ЛАР) Их конструкция сложилось в результате усовершенствования конструкции стержней СУЗ реакторов первых очередей при вне- дрении мероприятий по повышению безопасности. Отличительной особенностью от предыдущих конструкций является то, что длина стержней СУЗ увеличена до 6,55 м (на первых очередях они имеют длину 5,5 м, на вторых − 6,2 м) и при положении стержней на ВК поглощающая часть находится на верхнем срезе активной зоны, а низ вытеснителя − на нижнем срезе активной зоны. Это обеспечивает ввод отрицательной реактивности во всем диапазоне перемещения и исключает ввод положительной реактивности во всех ситуациях, что не исключалось при прежней конструкции. Конструкция и расположение стержня РР канале СУЗ. Недостаток стержней данной конструкции − наличие большого столба воды (~ 2,5 м) между вытеснителем и поглотителем в районе телескопического соединения. Это является причиной большого положительного эффекта обезвоживания КО СУЗ в критическом состоянии. С целью уменьшения данного недостатка при дальнейшем усовершенствовании этих стержней СУЗ разработана конструкция с утолщенным телескопом и юбочной конструкцией нижних поглотителей. Стержни данной конструкции внедрены на САЭС.

Конструкция и расположение стержня РР канале СУЗ:

1 – сервопривод; 2 – напорный трубопровод; 3 – головка канала; 4 – защитная пробка; 5 – поглощающий стержень; 6 – телескопическая штанга вытеснителя; 7 – вытеснитель; 8 – сливной трубопровод

После установки 25 стержней эффект обезвоживания КО СУЗ в критическом состоянии, измеренный на холодном реакторе, уменьшился на 0,1 β. После установки 50 стержней на 1, 2 блоках величина эффекта обезвоживания КО СУЗ уменьшается на β. Стержни данной конструкции набираются в режимы РР, ЛАЗ. Скорость ввода стержней в активную зону по сигналу от ключа управления 17−18 с, по сигналу аварийной защиты – 12 с. Стержни быстрой аварийной защиты (БАЗ) Они отличаются от предыдущих тем, что у них отсутствует вытеснитель и диаметр поглощающих элементов больше, чем у стержней РР. Кроме того, каналы для стержней БАЗ имеют пленочное охлаждение. Скорость ввода стержней БАЗ от ключа управления 6−7 с, по сигналу БАЗ – 2,5 с. Эффективность стержней БАЗ составляет ∼ 2 β. Имея такие характеристики, стержни БАЗ обеспечивают совместно с другими стержнями достаточную скорость ввода отрицательной реактивности (1 β/с) по сигналу БАЗ и гарантировано глушат реактор. Укороченные стержни поглотители УСП Стержни УСП состоят из тех же конструкционных элементов, что и стержни РР: поглотителя из четырех звеньев длиной 4088 мм и вытеснителя из шести звеньев длиной 6700 мм. Ход стержней УСП − 3500 мм. Стержни УСП, в отличие от всех других типов стержней, вводятся в активную зону снизу. Вместо телескопического несущего элемента между поглотителем и вытеснителем установлен неподвижный несущий элемент. На всем пути перемещения стержня УСП сохраняется постоянный зазор между поглотителем и вытеснителем, величина зазора составляет 150 мм. Наличие УСП а активной зоне реактора обусловлено такими конструктивными особенностями реактора РБМК-1000, как:

Наличие пара в верхней части активной зоны, приводящее к тому, что верхние части ДП полностью погруженных стержней СУЗ эффективнее нижних;

Запас реактивности на частично погруженных стержнях РР, АР реализуется в верхней части активной зоны;

Столбы воды между поглотителями и вытеснителями стержней СУЗ, находящихся на ВК, поглощают нейтроны лучше, чем вытеснители.

Все эти особенности приводят к тому, что поле энерговыделения смещается в нижнюю часть активной зоны. Для поддержания его формы, близкой к симметричной, предусмотрены УСП. У них длина поглощающей части 4 м, и они вводятся снизу. Схема расположения стержней исполнительных механизмов СУЗ по высоте активной зоны реакторов РБМК

Вторая жизнь реакторов канального типа

В следующем году исполнится 70 лет с момента пуска первой реакторной установки канального направления. Почему сегодня технологии отказано в развитии и кто с этим не согласен? Объясняет и отвечает главный конструктор энергетических канальных реакторных установок, директор отделения АО «НИКИЭТ» Алексей Слободчиков.

Для начала несколько слов об истории канальных реакторов. Их появление было тесно связано с зарождением самой атомной отрасли, как военно-промышленного комплекса, так и энергетического.

Первый канальный реактор был запущен 19 июня 1948 года в Челябинской области. Разработкой промышленного реактора А занимался главный конструктор Николай Антонович Доллежаль, а руководил научным проектом Игорь Васильевич Курчатов. Безусловно, основным предназначением реактора была наработка оружейного плутония, и первый этап развития канального направления реакторостроения неразрывно связан именно с оборонной тематикой.

Первые реакторы были сугубо утилитарными. В их основе - проточная схема и отсутствие замкнутого контура. В процессе отработки эксплуатационных решений появилась возможность перейти к использованию реактора в классическом промышленном понимании - как части энергетического комплекса. Первым реализовал эту задачу реактор Сибирской атомной станции, построенный в 1958 году. В тот период начали открываться перспективы использования ядерной энергии в мирных целях.

Первая АЭС с канальным уран-графитовым реактором была построена в Обнинске. Реактор АМ по энергетическим меркам обладал невысокой мощностью - всего 5 МВт. Но тем не менее его создание, проектирование и эксплуатация (во многом в исследовательском режиме) позволили решить вопросы, связанные с изучением материалов и их поведения при выработке ядерным реактором электроэнергии.

Точка отсчета
После ввода АЭС в Обнинске следующий этап - Белоярская станция. Этот проект стал смелым не только для своего времени, но и вообще для реакторостроения. На Белоярской АЭС была реализована технология ядерного перегрева пара, что позволило существенно повысить КПД энергоустановки и приблизиться к тем показателям, которые характерны для электростанций с органическим топливом. После этого, на рубеже 1960–1970-х годов появилась возможность вплотную приступить к разработке и строительству реактора РБМК‑1000.

Пуск реактора РБМК‑1000 стал точкой отсчета для крупномасштабного применения атомной энергии в народном хозяйстве. Это был первый блок-миллионник, который достаточно долго оставался единственным с такой мощностью.

Первый энергоблок с реакторами РБМК был запущен в декабре 1973 года на Ленинградской атомной станции. Затем, на протяжении 1970–1980-х годов, последовательно были введены в строй 17 энергоблоков с реакторами РБМК.

Сегодня в России эксплуатируются 11 таких энергоблоков на площадках Ленинградской, Курской и Смоленской АЭС. Четыре энергоблока были построены на Украине, и еще два - на территории Литовской ССР. Мощность последних была увеличена в 1,5 раза - до 1500 МВт (номинальная электрическая мощность). Эти энергоблоки были самыми мощными в то время, и в обозримой перспективе для российской атомной отрасли они пока остаются пределом по мощности отдельного энергоблока.

Биография

Алексей Владимирович СЛОБОДЧИКОВ
родился в 1972 году. Окончил МГТУ им. Н. Э. Баумана по специальности «Ядерные энергетические установки».

С 1995 года работает в АО «НИКИЭТ». Сейчас занимает должность главного конструктора энергетических канальных реакторных установок, директора отделения.

За вклад в работу по восстановлению ресурсных характеристик реакторов РБМК А. Слободчиков в составе авторского коллектива удостоен Премии Правительства Российской Федерации. Создание и промышленное внедрение этой уникальной технологии, разработанной НИКИЭТом совместно с ведущими предприятиями отрасли, российской науки и промышленности, позволяют сохранить АЭС с такими реакторами в единой энергосистеме России до ввода замещающих мощностей.

О настоящем, прошлом и будущем РБМК
Если говорить о доле в энергобалансе реакторов РБМК, то эта цифра в зависимости от года колеблется в районе 39–41%. Пока продолжают эксплуатироваться только блоки, построенные в 1970–1980-х годах. Первый из них был пущен в 1973 году, а самый молодой - третий блок Смоленской станции - в 1990 году. С учетом опыта эксплуатации уран-графитовых реакторов, еще на этапе проектирования был определен срок службы РБМК - 30 лет.

Здесь стоит сделать маленькую ремарку. История развития всего канального направления - если говорить конкретно о реакторах РБМК - это процесс его совершенствования и модернизации в соответствии с последним словом техники на определенный момент. Например, нельзя сравнить техническое состояние реактора 1973 года (такого, как на Ленинградской АЭС) с тем, что мы имеем сегодня. За 40 с лишним лет произошли значительные изменения в системах управления, безопасности, непосредственно в топливном цикле и физике активной зоны.

Черной страницей в истории развития как канального, так и вообще мирового реакторостроения стала чернобыльская авария. Но после нее были сделаны соответствующие выводы. Сейчас реактор РБМК называют «реактором чернобыльского типа», но это не совсем корректное определение. Сравнивать то, что было, с тем, что мы имеем сегодня, нельзя. Непрерывный процесс модернизации, о котором я говорил, позволил поставить на рубеже 1990–2000-х годов вопрос о продлении срока службы реакторов до 45 лет. Таким образом, продленный срок службы первого блока ЛАЭС завершится в 2018 году, а эксплуатация третьего блока Смоленской станции закончится в 2035 году.

О графитовых элементах и прогнозировании искривлений
Существуют разные виды канальных реакторов. Например, в Канаде основу атомной энергетики составляют реакторы CANDU с тяжелой водой. В нашей стране эксплуатируются только уран-графитовые канальные реакторы. Графит - это нетривиальный материал, он не похож по своим свойствам на сталь или бетон. Изучение графита как элемента активной зоны началось с первого дня эксплуатации промышленных аппаратов.

Уже тогда было понятно, что под влиянием высокой температуры и высокоэнергетических потоков этот материал подвержен деградации. При этом изменения физико-механических свойств графита, его геометрии отражаются на состоянии активной зоны в целом. Изучением этого вопроса подробно занимались не только советские ученые. Изменения состояний графита интересовали также наших американских коллег.

Одна из основных проблем - изменение геометрии графитовых элементов. Активная зона реактора РБМК состоит из графитовых колонн. Каждая колонна имеет высоту 8 метров и состоит из 14 графитовых блоков - параллелепипедов высотой 600 мм и сечением 250×250 мм. Всего таких колонн 2,5 тыс.

Сама же активная зона имеет высоту 7 метров, длина тепловыделяющей сборки, которая находится в ней, - также 7 метров, а общая длина топливного модуля - 16 метров.

Нужно понимать, что активная зона представляет собой единое целое, поэтому изменения одного элемента по цепочке - кумулятивным эффектом - передаются сначала на близлежащие области, а впоследствии могут охватить всю геометрию активной зоны. Один из самых негативных факторов изменений графитовых блоков - искривление колонн и, как следствие, прогибы топливных каналов и каналов СУЗ.

При монтаже все колонны, разумеется, вертикальны, но в процессе эксплуатации эта вертикальность теряется. Если снова обратиться к истории, то можно увидеть, что для промышленных аппаратов и первых уран-графитовых реакторов этот процесс начался в первые годы эксплуатации. Тогда же были поняты механизмы этого явления. При разработке реактора РБМК часть процессов удалось предотвратить конструкторскими решениями.

Полностью избавиться от изменений невозможно. Прогнозировать их появление сложно. При 45-летнем сроке службы реактора предполагалось, что процесс изменений войдет в активную фазу на рубеже 43–44-го годов. Но получилось, что с проблемой мы столкнулись на рубеже 40-го года эксплуатации. То есть погрешность прогнозирования составила порядка трех лет.

В 2011 году на первом энергоблоке Ленинградской станции были зафиксированы изменения геометрии: искривление технологических каналов (в них устанавливается ядерное топливо - тепловыделяющие сборки), каналов стержней управления и защиты. Я хотел бы обратить ваше внимание на то, что эксплуатация РБМК предполагает постоянный контроль параметров, определяющих безопасность. С помощью ультразвукового контроля ведется наблюдение за диаметром каналов и искривлением, целостностью, взаимным состоянием элементов, которые определяют работоспособность при различных (как номинальных, так и переходных) режимах. Когда при плановом контроле было обнаружено начало процесса изменений, стало понятно: раз процесс начался, то его скорость будет достаточно высока; эксплуатация реакторной установки в таких условиях требует дополнительных решений.

Основные показатели реакторов РБМК

Поиск правильных решений
При искривлении технологических каналов и каналов СУЗ в первую очередь необходимо обеспечить безоговорочную работоспособность исполнительных механизмов систем управления и защиты, а также тепловыделяющих сборок в условиях изменяющейся геометрии.

Также требуется подтвердить способность технологических каналов, работающих в условиях прогиба, сохранять прочностные свойства. На первом блоке Ленинградской станции количество технологических каналов - 1693, и ни один из них при эксплуатации в условиях искривления не находится в зоне риска с точки зрения его работоспособности.

Еще один важный момент: должны быть обеспечены все технологические операции, связанные с загрузкой и выгрузкой тепловыделяющих сборок. Отличительная черта, она же преимущество, реактора РБМК - возможность его эксплуатации в условиях непрерывных перегрузок. Конструкция позволяет проводить перегрузку при эксплуатации непосредственно на мощности. Это обеспечивает гибкий топливный цикл, формирует активную зону и увеличивает выгорание. Собственно, это и определяет экономику: реактор не работает кампаниями, он работает в режиме постоянных перегрузок.

В 2011 году на Ленинградской станции был выполнен ряд работ, подтвердивших работоспособность элементов реакторной установки в условиях прогиба до 100 мм. После этого первый энергоблок ЛАЭС на короткое время ввели в эксплуатацию под усиленным контролем параметров. Спустя семь месяцев его повторно остановили для расширенного контроля геометрии: было зафиксировано развитие процесса, связанного с изменением формы графитовой кладки. Тогда стало ясно, что дальнейшая работа реактора невозможна. В мае 2012 года первый энергоблок Ленинградской станции остановили.

Одновременно начало изменений было зафиксировано на втором энергоблоке ЛАЭС и на втором энергоблоке Курской атомной станции. Выявленные прогибы говорили о том, что процесс приближается к активной фазе.

Требовалось решение, применимое для всех энергоблоков Ленинградской, Курской и Смоленской атомных станций с реакторами РБМК. Рассматривалось несколько путей. Можно было использовать пассивный метод управления искривлениями, но стало очевидно, что процессы деградации графита и, как следствие, формоизменения связаны с уровнем повреждающих факторов. В первую очередь, с температурой и потоком быстрых нейтронов.

Соответственно, пассивные методы управления этим процессом могли быть таковы: радикальное, до 50%, снижение мощности энергоблоков, для того чтобы появился значимый эффект; или их эксплуатация в сезонном режиме. То есть четыре месяца блок эксплуатируется, потом несколько месяцев стоит. Но эти методы подходили только для тех реакторов, где процесс изменений не зашел далеко.

Второе направление - активное, как тогда мы его называли, - это разработка и внедрение ремонтных технологий. Их периодическое применение позволило бы эксплуатировать реакторную установку дольше.

Почему вообще зашла речь о возможности ремонта? Отвечая на этот вопрос, нужно вернуться к опыту промышленных аппаратов, так как для них проблема формоизменения существовала многие десятилетия. Значительные прогибы каналов были зафиксированы в реакторе Сибирской атомной электростанции ЭИ‑2. Если для реактора РБМК прогиб составлял 100 мм, то прогибы технологических каналов в реакторе ЭИ‑2 достигали 400 мм.

С помощью различных технологических приемов на примере промышленных аппаратов была показана возможность частичного ремонта графитовой кладки. Даже сам опыт реактора РБМК говорил о том, что графитовая кладка - элемент сложный, большой, но в какой-то мере ремонтопригодный. На каждом энергоблоке с РБМК проводились замены технологических каналов - это, в числе прочего, связано с воздействием на графитовую кладку.

Большой опыт, накопленный в проектных институтах и непосредственно на станциях в области ремонта в активной зоне, позволил создать и реализовать новые технологии ремонта.

Анализ технологических приемов, использовавшихся на промышленных аппаратах, показал, что для реактора РБМК их применение невозможно по разным причинам. Часть операций неэффективны в условиях РБМК; другие невозможны с точки зрения конструктивных особенностей. Инженеры и конструкторы стали искать новые решения. Требовалась технология, которая позволила бы воздействовать непосредственно на причину формоизменения и изменения геометрии отдельного графитового блока, то есть уменьшала бы его поперечный размер.

Масштаб проблемы предполагал последовательное выведение реакторов РБМК из эксплуатации. В 2012 году - первого, в 2013 году - второго блока Ленинградской станции; в 2012 году - второго блока Курской станции; в течение 2012–2014 годов должна была быть выведена половина реакторов РБМК - 20–25% всей атомной генерации России!

Большинство специалистов понимали, что методы, применимые для промышленных аппаратов, не дадут нужного эффекта в случае с реакторами в силу различных особенностей.

Выручка АЭС с РБМК по годам

Накопленная выручка АЭС с РБМК (2014–2035 гг.)

Определяющее решение
Наконец в июне 2012 года появилось интересное техническое предложение. А спустя месяц, в июле, на Ленинградской АЭС прошло совещание под руководством Сергея Владиленовича Кириенко, в результате которого было принято решение о разработке и внедрении проекта ремонтной программы.

На тот момент гарантий успеха никто дать не мог. Предложенный технологический прием был сложен; в первую очередь, это было связано с тем, что все работы должны были выполняться робототехническими комплексами на глубине порядка 18 метров, в отверстии диаметром 113 мм. Плюс производился ремонт не одной конкретной колонны, а всего реактора.

Работы на первом энергоблоке Ленинградской станции начались в первой декаде января 2013 года.

Получается, что за полгода был продуман весь комплекс операций. Это была напряженная и многофакторная работа, в которой были задействованы три альтернативных разработчика технического комплекса: АО «НИКИМТ-Атомстрой» и две организации вне контура Росатома.

Разработка технических средств стала началом решения проблемы. Параллельно проводился целый комплекс расчетных, научных, экспериментальных работ по подтверждению и изучению возможностей эксплуатации всех элементов активной зоны в условиях искривления, в сочетании с воздействием ремонтной технологии.

Прежде чем выйти на реакторную установку, даже для опытной эксплуатации разрабатываемых устройств, требовалось проведение широкомасштабных испытаний технологии. Безусловно, приоритетным принципом был «не навреди», потому что любое действие было необратимо. Поэтому необходимо было выверить каждый шаг еще на стадии разработки как технологии, так и оснастки.

В научно-исследовательском институте ЭНИЦ, в Электрогорске, на стенде, созданном ранее для других испытаний, прошли полномасштабные испытания оснастки как для резки графитовых колонн, так и для силового воздействия на элементы графитовой кладки. Особое внимание уделялось вопросам обеспечения радиационной безопасности. При проведении любых механических операций по удалению графита (являющегося радиоактивным материалом) нужно учитывать, что он не должен контактировать с окружающей средой.

Все это досконально проверялось в условиях стендовой базы. Еще раз подчеркну: опыта таких работ у нас не было, поэтому все подготовительные процессы велись постепенно. Все технические материалы проходили тщательную экспертизу в Ростехнадзоре. При необходимости проводилась корректировка, вносились дополнения. Только после всех этих процедур мы получили разрешение и начали работы на Ленинградской станции. Они проводились в несколько этапов: первые девять ячеек, один ряд, потом - три ряда, пять рядов, и лишь после этого было принято решение об эффективности технологии и возможности ее применения для всего аппарата.

Технология, как она есть
Первопричина формоизменения графитовой кладки - изменение геометрии графитового блока. После длительной эксплуатации графит переходит в так называемую стадию «распухания»: его слои, наиболее подверженные воздействию температуры и флюенса, увеличивают плотность. А внешние слои графитового блока продолжают усадку. Возникает внутреннее напряжение, приводящее к образованию трещин.

Ширина вертикальной трещины в графитовом блоке со временем увеличивается. Таким образом, геометрические размеры графитового блока, первоначально составлявшие 250×250 мм, увеличиваются до 255×257 мм. Поскольку в кладке тысячи контактирующих между собой графитовых блоков, то возникновение большого количества трещин в них и увеличение их геометрических размеров приводят к тому, что они начинают расталкивать друг друга и постепенно перемещаются от центра к периферии, определяя изменения геометрии.

Появление искривлений также связано с нейтронным потоком, который выглядит как полка со спадом на периферии. Собственно, вся эта полка ведет себя одинаково. В одном ряду находятся 24 графитовых блока, и каждый отталкивает соседа: допустим, первый блок толкнул на 2 мм, следующий - еще на 2, все это суммируется, и в результате получаются достаточно высокие стрелы прогиба на периферии.

Механика этого процесса была подтверждена при измерениях первого энергоблока Ленинградской станции, что и позволило разработать технологию ремонта. Расталкивание, связанное с образованием трещин, и увеличение геометрии - это первопричины формоизменения всей графитовой кладки. Отсюда вывод: в качестве купирующей меры необходимо уменьшить поперечные размеры графитового блока.

Вся технология строится на том, что если негативный фактор - это увеличение размера, то позитивным будет его уменьшение. Такая технология включает, если не останавливаться на промежуточных стадиях, три операции для одной ячейки, которые на первый взгляд выглядят достаточно просто. Первая: с помощью режущего инструмента производится вертикальная резка графитовых блоков. Ширина реза последовательно меняется от 12 до 36 мм - графитовый блок режется с двух сторон, в процессе удаляется «излишек». Вторая операция - сближение разрезанных графитовых блоков, которые подверглись механической обработке. Третья операция - восстановление отверстия.

Для восстановления геометрии реактора в целом разрабатывается схема, учитывающая влияние ячеек, находящихся на периферии, на центр, и наоборот. Это взаимовлияние -определяющий фактор при выборе схемы ремонта, которая в свою очередь влияет на объем работ. Так, для первого блока Ленинградской станции объем ремонта в 2013 году составил 300 ячеек из общего количества - 1693.

Основные принципы технологии ремонта

Для ремонта выбираются схема и геометрическое положение тех ячеек, которые уменьшат общее искривление, что позволит эксплуатировать реактор дальше.

Наряду с проработкой технологии ремонта и ее внедрением выполняется целый научно-технический и расчетный комплекс мероприятий по подтверждению возможности эксплуатации всех элементов реакторной установки после выполнения работ и в условиях продолжающегося формоизменения.

В работах по обоснованию возможности эксплуатации реакторной установки после ремонта участвовали многие предприятия отрасли: НИКИЭТ, ВНИИАЭС, ВНИИЭФ, ОКБМ им. И. И. Африкантова, ЭНИЦ, НИКИМТ.

Общую координацию проводил НИКИЭТ. Он также выполнял функции генподрядчика в сфере разработки, обоснования и выполнения ремонта энергоблока Ленинградской атомной станции.

Общая задача
При таком большом количестве участников процесса не возникало проблем во взаимодействии между ними. Работа на Ленинградской атомной станции стала одним из ярких примеров общего дела, достижения результата, сформулированного следующим образом: разработать и внедрить технологию, выполнить ремонт и обосновать возможность дальнейшей эксплуатации, определить оптимальные условия. При выполнении всех операций также учитывались дальнейшая деградация графита и последующие формоизменения.

Пуск первого блока Ленинградской станции состоялся в ноябре 2013 года. Между моментом принятия решения и пуском энергоблока прошло чуть больше года. В результате мы разработали техническое решение, позволяющее восстанавливать работоспособность графитовой кладки и продлевать срок службы реактора путем повторного проведения аналогичной операции.

Еще одна особенность процедуры восстановления ресурсных характеристик (именно так называется такой ремонт) состоит в том, что невозможно с помощью этой операции сделать из реактора новый. То есть процесс формоизменения будет продолжаться: режется ограниченное количество ячеек, при этом остаются ячейки, которые ремонту не подвергаются, поэтому процесс формоизменения и, соответственно, искривления будет продолжаться. Его скорость фиксируется посредством последовательного контроля.

Методология подразумевает следующее: при контролируемом процессе, его численном прогнозировании определяются время ремонта, периодичность его выполнения и межремонтные интервалы эксплуатации. Безусловно, этот процесс должен циклически повторяться. На сегодня восстановление ресурсных характеристик графитовых кладок выполнено на двух энергоблоках Ленинградской станции: первом и втором - и на первой очереди Курской станции (также первый и второй энергоблоки).

С 2013 по 2017 год технология значительно модернизировалась. Например, сокращено время выполнения работ, оптимизированы технологические операции, существенно сокращена стоимость - практически кратно, по сравнению с энергоблоками Ленинградской АЭС. Можно говорить о том, что технология внедрена в промышленную эксплуатацию.

1.Введение…………………………………………………………….4

2.Основные характеристики реактора РБМК–1000………………7

2.1 Тепловая схема с реактором РБМК– 1000……………………7

2.2 Внутриреакторные конструкции………………………………...12

2.3 Запорно-регулирующий клапан………………………………....18

2.4 Разгрузочно-загрузочная машина……………………………….21

2.5 Тепловыделяющие сборки (ТВС)…………………………….....25

2.6 Конструкция защиты от ионизирующего излучения ректора..28

3.Виды и назначение трубопроводов и их составных частей с рисунками и схемами, параметры работы и основные усилия, действующие на трубопроводы……………………………………………………………….32

4.Основные дефекты, возникающие в трубопроводах с анализом причин их возникновения, методы обнаружения дефектов………………………….48

5.Порядок вывода трубопроводов в ремонт с подготовкой рабочего места и отключения от тепловой схемы…………………………………………….53

6.Технология производства ремонта, промежуточный контроль……….57

7.Испытания трубопроводов………………………………………………..60

8.Ввод в эксплуатацию……………………………………………………….61

9.Заключение…………………………………………………………………..63

10.Список сокращений……………………………………………………….64

11.Список использованной литературы…………………………………….66

ВВЕДЕНИЕ

Реактор РБМК-1000 является реактором с неперегружаемыми каналами, в отличие от реакторов с перегружаемыми каналами, ТВС и технологический канал являются раздельными узлами. К установленным в реактор каналам с помощью неразъемных соединений подсоединены трубопроводы - индивидуальные тракты подвода и отвода теплоносителя. Загружаемые в каналы ТВС крепятся и уплотняются в верхней части стояка канала. Таким образом, при перегрузке топлива не требуется размыкания тракта теплоносителя, что позволяет осуществлять ее с помощью соответствующих перегрузочных устройств без остановок реактора.

При создании таких реакторов решалась задача экономичного использования нейтронов в активной зоне реактора. С этой целью оболочки ТВЭЛов и трубы канала изготовлены из слабо поглощающих нейтроны циркониевых сплавов. В период разработки РБМК температурный предел работы сплавов циркония был недостаточно высок. Это определило относительно невысокие параметры теплоносителя в РБМК. Давление в сепараторах равно 7,0 МПа, чему соответствует температура насыщенного пара 284° С. Схема установок РБМК одноконтурная. Пароводяная смесь после активной зоны попадает по индивидуальным трубам в барабаны-сепараторы, после которых насыщенный пар направляется в турбины, а отсепарированная циркуляционная вода после ее смешения с питательной водой, поступающей в барабаны-сепараторы от турбоустановок, с помощью циркуляционных насосов подается к каналам реактора. Разработка РБМК явилась значительным шагом в развитии атомной энергетики СССР, поскольку такие реакторы позволяют создать крупные АЭС большой мощности.

Из двух типов реакторов на тепловых нейтронах - корпусных водо-водяных и канальных водографитовых, использовавшихся в атомной энергетике Советского Союза, последние оказалось проще освоить и внедрить в жизнь. Это объясняется тем, что для изготовления канальных реакторов могут быть использованы общемашиностроительные заводы и не требуется такого уникального оборудования, которое необходимо для изготовления корпусов водо-водяных реакторов.

Эффективность канальных реакторов типа РБМК в значительной степени зависит от мощности, снимаемой с каждого канала. Распределение мощности между каналами зависит от плотности потока нейтронов в активной зоне и выгорания топлива в каналах. При этом существует предельная мощность, которую нельзя превышать ни в одном канале. Это значение мощности определяется условиями теплосъема.

Первоначально проект РБМК был разработан на электрическую мощность 1000 МВт, чему при выбранных параметрах соответствовала тепловая мощность реактора 3200 МВт. При имеющемся в реакторе количестве рабочих каналов (1693) и полученном коэффициенте неравномерности тепловыделения в активной зоне реактора максимальная мощность канала составляла около 3000 кВт. В результате экспериментальных и расчетных исследований было установлено, что при максимальном массовом паросодержании на выходе из каналов около 20 % и указанной мощности обеспечивается необходимый запас до кризиса теплосъема. Среднее паросодержание по реактору составляло 14,5%. Энергоблоки с реакторами РБМК электрической мощностью 1000 МВт (РБМК-1000) находятся в эксплуатации на Ленинградской, Курской, Чернобыльской АЭС, Смоленской АЭС. Они зарекомендовали себя как надежные и безопасные установки с высокими технико-экономическими показателями. Если их специально не взрывать.

Для повышения эффективности реакторов РБМК были изучены возможности увеличения предельной мощности каналов. В результате конструкторских разработок и экспериментальных исследований оказалось возможным путем интенсификации теплообмена увеличить предельно допустимую мощность канала в 1,5 раза до 4500 кВт при одновременном повышении допустимого паросодержания до нескольких десятков процентов. Необходимая интенсификация теплообмена достигнута благодаря разработке ТВС, в конструкции которой предусмотрены интенсификаторы теплообмена. При увеличении допустимой мощности канала до 4500 кВт тепловая мощность реактора РБМК повышена до 4800 МВт, чему соответствует электрическая мощность 1500 МВт. Такие реакторы РБМК-1500 работают на Игналинской АЭС. Увеличение мощности в 1,5 раза при относительно небольших изменениях конструкции с сохранением размеров реактора является примером технического решения, дающего большой эффект.

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ РЕАКТОРА РБМК-1000

Тепловая схема с реактором РБМК – 1000

ЧАСТЬ.

Виды и назначение трубопроводов и их составных частей с рисунками и схемами, параметры работы и основные усилия, действующие на трубопроводы.

Классификация трубопроводов

Трубопроводы в зависимости от класса опасности транспортируемого вещества (взрыво-пожароопасность и вредность) подразделяются на группы среды (А, Б, В) и в зависимости от расчетных параметров среды (давления и температуры) – на пять категорий (I, II, III, IV, V)

Категорию трубопровода следует устанавливать по параметру, требующему отнесения его к более ответственной категории.

Обозначение группы определенной транспортируемой среды включает в себя обозначение группы среды (А, Б, В) и подгруппы (а, б, в), отражающей токсичность и взрывопожароопасность веществ, входящих в эту среду.

Обозначение трубопровода в общем виде соответствует обозначению группы транспортируемой среды и его категории. Обозначение "трубопровод I группа А(б)" обозначает трубопровод, по которому транспортируется среда группы А (б) c параметрами категории I.

Группа среды трубопровода, транспортирующего среды, состоящие из различных компонентов, устанавливается по компоненту, требующему отнесения трубопровода к более ответственной группе. При этом если содержание одного из компонентов в смеси превышает среднюю смертельную концентрацию в воздухе согласно ГОСТ 12.1.007, то группу смеси следует определять по этому веществу. Если наиболее опасный по физико-химическим свойствам компонент входит в состав смеси в количестве ниже смертельной дозы, вопрос об отнесении трубопровода к менее ответственной группе или категории трубопровода решается проект- ной организацией (автором проекта).

Класс опасности веществ следует определять по ГОСТ 12.1.005 и ГОСТ 12.1.007 , значения показателей пожаровзрывоопасности веществ – по соответствующей НД или методикам, изложенным в ГОСТ 12.1.044.

Для вакуумных трубопроводов следует учитывать абсолютное рабочее давление.

Трубопроводы, транспортирующие вещества с рабочей температурой, равной или превышающей температуру их самовоспламенения, а также негорючие, трудногорючие и горючие вещества, которые при взаимодействии с водой или кислородом воздуха могут быть пожаровзрывоопасными, следует относить к I категории. По решению разработчика допускается в зависимости от условий эксплуатации принимать более ответственную (чем определяемую по расчетным параметрам среды) категорию трубопровода.

Требования к конструкции трубопроводов

Конструкция трубопровода должна предусматривать возможность выполнения всех видов контроля. Если конструкция трубопровода не позволяет проведение наружного и внутреннего осмотров или гидравлического испытания, автором проекта должна быть указана методика, периодичность и объем контроля, выполнение которых обеспечит своевременное выявление и устранение дефектов.

Ответвления (врезки)

Ответвление от трубопровода выполняется одним из способов. Не допускается усиление ответвлений с помощью ребер жесткости.

– Ответвления на технологических трубопроводах

Присоединение ответвлений по способу "а" применяется в тех случаях, когда ослабление основного трубопровода компенсируется имеющимися запасами прочности соединения. Допускаются также врезки в трубопровод по касательной к окружности по- перечного сечения трубы для исключения накопления продуктов в нижней части трубопровода.

Сваренные из труб тройники, штампосварные отводы, тройники и отводы из литых по электрошлаковой технологии заготовок допускается применять на давление до 35 МПа (350 кгс/см2). При этом все сварные швы и металл литых заготовок подлежат контролю УЗД в объеме 100 %.

Сварные крестовины и крестовые врезки допускается применять на трубопроводах из углеродистых сталей при рабочей температуре не выше 250 °С. Крестовины и крестовые врезки из электросварных труб допускается при- менять при номинальном давлении не более PN 16 (1,6 МПа). При этом крестовины должны быть изготовлены из труб с номинальным давлением не менее PN 25 (2,5 МПа). Крестовины и крестовые врезки из бесшовных труб допускается применять при номинальном давлении не более PN 24 (при условии изготовления крестовин из труб с номинальным давлением не менее PN 40. Врезку штуцеров в сварные швы трубопроводов следует производить с учетом пункта 11.2.7.

Отводы

Для трубопроводов применяются, как правило, крутоизогнутые отводы, изготовленные из бесшовных и сварных прямошовных труб методом горячей штамповки или протяжки, а также гнутые и штампосварные. При диаметре больше DN 6.4.2 400 выполняют подварку корня шва, сварные швы подвергают 100 % ультразвуковому или радиографическому контролю.

Гнутые отводы, изготовляемые из бесшовных труб, применяются в тех случаях, когда требуется максимально снизить гидравлическое сопротивление трубопровода, например, на трубопроводах с пульсирующим потоком среды (с целью снижения вибрации), а также на трубопроводах при номинальном диаметре до DN 25. Необходимость термообработки определяют по 12.2.11.

Пределы применения гнутых отводов из труб действующего сортамен- та должны соответствовать пределам применения труб, из которых они изготов- лены. Длина прямого участка от конца трубы до начала гнутого участка должна быть не менее 100 мм.

В трубопроводах допускается применять сварные секторные отводы номинальным диаметром DN 500 и менее при номинальном давлении не более PN 40 (4 МПа) и номинальным диаметром более DN 500 при номинальном давлении до PN 25 (2,5 МПа). При изготовлении секторных отводов угол между поперечными сечениями сектора не должен превышать 22,5°. Расстояние между соседними сварными швами по внутренней стороне отвода должно обеспечивать доступность контроля этих швов по всей длине шва. Для изготовления секторных отводов не допускается применение спиральношовных труб, при диаметре более 400 мм применяют подварку корня шва, сварные швы подвергают 100 % ультразвуковому или радиографическому контролю. Сварные секторные отводы не следует применять в случаях: - больших циклических нагрузок, например от давления, более 2000 циклов; - необеспеченности самокомпенсации за счет других трубных элементов.

Переходы

В трубопроводах следует применять, как правило, переходы штампованные, вальцованные из листа с одним сварным швом, штампосварные из поло- вин с двумя сварными швами. Пределы применений стальных переходов должны соответствовать пределам применения присоединяемых труб аналогичных марок сталей и аналогичных рабочих (расчетных) параметров.

Допускается применение лепестковых переходов для трубопроводов с номинальным давлением не более PN16 (1,6 МПа) и номинальным диаметром DN 500 и менее. Не допускается устанавливать лепестковые переходы на трубопроводах, предназначенных для транспортирования сжиженных газов и веществ группы А и Б.

Лепестковые переходы следует сваривать с последующим 100 %-ным контролем сварных швов ультразвуковым или радиографическим методом. После изготовления лепестковые переходы следует подвергать термообра- ботке.

Заглушки

Приварные плоские и ребристые заглушки из листовой стали рекомендуется применять для трубопроводов при номинальном давлении до PN 25 (2,5 МПа).

Заглушки, устанавливаемые между фланцами, не следует применять для разделения двух трубопроводов с различными средами, смешение которых недопустимо.

Пределы применения заглушек и их характеристики по материалу, давлению, температуре, коррозии и т.д. должны соответствовать пределам применения фланцев.

Требования к трубопроводной арматуре .

При проектировании и изготовлении трубопроводной арматуры необходимо выполнять требования технических регламентов, стандартов и требования заказчиков в соответствии с требованиями безопасности по ГОСТ Р 53672 .

В ТУ на конкретные виды и типы трубопроводной арматуры должны быть приведены:

Перечень нормативных документов, на основании которых производят проектирование, изготовление и эксплуатацию арматуры;

Основные технические данные и характеристики арматуры;

Показатели надежности и (или) показатели безопасности (для арматуры, у которой возможны критические отказы);

Требования к изготовлению;

Требования безопасности; - комплект поставки;

Правила приемки;

Методы испытаний;

Перечень возможных отказов и критерии предельных состояний;

Указания по эксплуатации;

Основные габаритные и присоединительные размеры, в том числе наружный и внутренний диаметры патрубков, разделки кромок патрубков под при- варку и др.

Основные показатели назначения арматуры (всех видов и типов), устанавливаемые в конструкторской и эксплуатационной документации:

Номинальное давление PN (рабочее или расчетное давление Р);

Номинальный диаметр DN;

Рабочая среда;

Расчетная температура (максимальная температура рабочей среды);

Допустимый перепад давлений;

Герметичность затвора (класс герметичности или величина утечки);

Строительная длина;

Климатическое исполнение (с параметрами окружающей среды);

Стойкость к внешним воздействиям (сейсмические, вибрационные и др.);

Дополнительные показатели назначения для конкретных видов арматуры:

Коэффициент сопротивления (ζ) для запорной и обратной арматуры;

Зависимость коэффициента сопротивления от скоростного давления – для обратной арматуры;

Коэффициент расхода (по жидкости и по газу), площадь седла, давление настройки, давление полного открытия, давление закрытия, противодавление, диапазон давлений настройки - для предохранительной арматуры;

Условная пропускная способность (Кvy), вид пропускной характеристики, кавитационные характеристики – для регулирующей арматуры;

Условная пропускная способность, величина регулируемого давления, диапазон регулируемых давлений, точность поддержания давления (зона нечувствительности и зона неравномерности), минимальный перепад давления, при ко- тором обеспечивается работоспособность – для регуляторов давления;

Параметры приводов и исполнительных механизмов;

А) для электропривода – напряжение, частота тока, мощность, режим ра- боты, передаточное число, КПД, максимальный крутящий момент, параметры ок- ружающей среды;

Б) для гидро – и пневмопривода – управляющая среда, давление управ- ляющей среды – для регуляторов давления;

Время открытия (закрытия) – по требованию заказчика арматуры.

Арматура должна быть испытана в соответствии с ГОСТ Р 53402 и ТУ, при этом обязательный объем испытаний должен включать:

На прочность и плотность основных деталей и сварных соединений, работающих под давлением;

На герметичность затвора, нормы герметичности затвора – по ГОСТ Р 54808 (для арматуры рабочих средств групп А, Б(а) и Б(б) при испытании на герметичность затворов не должно быть видимых утечек – класс А ГОСТ Р 54808);

На герметичность относительно внешней среды;

На функционирование (работоспособность). Результаты испытаний должны быть отражены в паспорте арматуры.

Применение запорной арматуры в качестве регулирующей (дроссели- рующей) не допускается.

При установке привода на арматуру маховики для ручного управления должны открывать арматуру движением против часовой стрелки, а закрывать – по часовой стрелке. Направление осей штока привода должно определяться в проектной документации.

Запорная арматура должна иметь указатели положения запирающего элемента ("открыто", "закрыто).

Материал арматуры для трубопроводов следует выбирать в зависимости от условий эксплуатации, параметров и физико-химических свойств транспортируемой среды и требований НД. Арматуру из цветных металлов и их сплавов допускается применять в тех случаях, когда стальная и чугунная арматура не может быть использована по обоснованным причинам. Арматуру из углеродистых и легированных сталей допускается применять для сред со скоростью коррозии не более 0,5 мм/год.

Арматуру из ковкого чугуна марки не ниже КЧ 30-6 и из серого чугуна марки не ниже СЧ 18-36 следует применять для трубопроводов, транспортирующих среды группы.

Для сред групп А(б), Б(а), кроме сжиженных газов; Б(б), кроме ЛВЖ с температурой кипения ниже 45°С; Б(в) – арматуру из ковкого чугуна допускается использовать, если пределы рабочих температур среды не ниже минус 30 °С и не выше 150 °С при давлении среды не более 1,6 МПа (160 кгс/см2). При этом для номинальных рабочих давлений среды до 1 МПа применяется арматура, рассчитанная на давление не менее PN 16 (1,6 МПа), а для номинальных давлений более PN 10 (1 МПа) - арматура, рассчитанная на давление не менее PN 25 (2,5 МПа). 8.13 Не допускается применять арматуру из ковкого чугуна на трубопроводах, транспортирующих среды группы А(а), сжиженных газов группы Б(а);

ЛВЖ с температурой кипения ниже 45 °С группы Б(б). Не допускается применять арматуру из серого чугуна на трубопроводах, транспортирующих вещества групп А и Б, а также на паропроводах и трубопроводах горячей воды, используемых в качестве спутников.

Арматуру из серого и ковкого чугуна не допускается применять независимо от среды, рабочего давления и температуры в следующих случаях: - на трубопроводах, подверженных вибрации;

На трубопроводах, работающих при резкопеременном температурном режиме среды;

При возможности значительного охлаждения арматуры в результате дроссельэффекта;

На трубопроводах, транспортирующих вещества групп А и Б, содержа- щих воду или другие замерзающие жидкости, при температуре стенки трубопровода ниже 0 °С независимо от давления;

В обвязке насосных агрегатов при установке насосов на открытых площадках;

В обвязке резервуаров и емкостей для хранения взрывопожароопасных и токсичных веществ.

На трубопроводах, работающих при температуре среды ниже 40 °С, следует применять арматуру из соответствующих легированных сталей, специальных сплавов или цветных металлов, имеющих при наименьшей возможной температуре корпуса ударную вязкость металла (KCV) не ниже 20 Дж/см2. Для жидкого и газообразного аммиака допускается применение специальной арматуры из ковкого чугуна в пределах параметров и условий.

гидроприводе арматуры следует применять негорючие и незамерзающие жидкости, соответствующие условиям эксплуатации.

С целью исключения возможности выпадения в пневмоприводах конденсата в зимнее время газ осушают до точки росы при отрицательной расчетной температуре трубопровода.

Для трубопроводов с номинальным давлением свыше 35 МПа (350 кгс/см2) применение литой арматуры не допускается.

Арматуру с уплотнением фланцев "выступ-впадина" в случае применения специальных прокладок допускается применять при номинальном давлении до 35 МПа (350 кгс/см2)

Для обеспечения безопасной работы в системах автоматического регулирования при выборе регулирующей арматуры должны быть соблюдены условия:

Потери давления (перепад давления) на регулирующей арматуре при максимальном расходе рабочей среды должны быть не менее 40 % потерь давления во всей системе;

При течении жидкости перепад давления на регулирующей арматуре во всем диапазоне регулирования не должен превышать величины кавитационного перепада.

На корпусе арматуры на видном месте изготовитель наносит маркировку в следующем объеме:

Наименование или товарный знак изготовителя;

Заводской номер; - год изготовления;

Номинальное (рабочее) давление РN (Рр); - номинальный диаметр DN;

Температура рабочей среды (при маркировке рабочего давления Рр – обязательно);

Стрелка-указатель направления потока среды (при односторонней подаче среды); - обозначение изделия;

Марка стали и номер плавки (для корпусов, выполненных из отливок); - дополнительные знаки маркировки в соответствии с требованиями заказчиков, национальных стандартов.

В комплект поставки трубопроводной арматуры должна входить эксплуатационная документация в объеме:

Паспорт (ПС);

Руководство по эксплуатации (РЭ);

Эксплуатационная документация на комплектующие изделия (приводы, исполнительные механизмы, позиционеры, конечные выключатели и др.). Форма паспорта приведена в приложении Н (справочное). В руководстве по эксплуатации должны быть приведены: - описание конструкции и принцип действия арматуры;

Порядок сборки и разборки; - повторение и пояснение информации, включенной в маркировку арматуры;

Перечень материалов основных деталей арматуры;

Информация о видах опасных воздействий, если арматура может представлять опасность для жизни и здоровья людей или окружающей среды, и мерах по их предупреждению и предотвращению;

Показатели надежности и (или) показатели безопасности;

Объем входного контроля арматуры перед монтажом;

Методика проведения контрольных испытаний (проверок) арматуры и ее основных узлов, порядок технического обслуживания, ремонта и диагностирования.

Перед монтажом арматуру необходимо подвергнуть входному контролю и испытаниям в объеме, предусмотренном руководством по эксплуатации. Монтаж арматуры следует проводить с учетом требований безопасности в соответствии с руководством по эксплуатации.

Безопасность арматуры при эксплуатации обеспечивается выполнением следующих требований:

Арматуру и приводные устройства необходимо применять в соответствии с их показателями назначения в части рабочих параметров, сред, условий эксплуатации;

Арматуру следует эксплуатировать в соответствии с руководством по эксплуатации (включая проектные нештатные ситуации) и технологическими регламентами;

Запорная арматура должна быть полностью открыта или закрыта. Использовать запорную арматуру в качестве регулирующей не допускается;

Арматуру необходимо применять в соответствии с ее функциональным назначением;

Производственный контроль промышленной безопасности арматуры должен предусматривать систему мер по устранению возможных предельных со- стояний и предупреждению критических отказов арматуры.

Не допускается:

Эксплуатировать арматуру при отсутствии маркировки и эксплуатационной документации;

Проводить работы по устранению дефектов корпусных деталей и подтяжку резьбовых соединений, находящихся под давлением;

Использовать арматуру в качестве опоры для трубопровода;

Применять для управления арматурой рычаги, удлиняющие плечо рукоятки или маховика, не предусмотренные инструкцией по эксплуатации;

Применять удлинители к ключам для крепежных деталей.

ПОРЯДОК ВЫВОДА ТРУБОПРОВОДОВ В РЕМОНТ С ПОДГОТОВКОЙ РАБОЧЕГО МЕСТА И ОТКЛЮЧЕНИЯ ОТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ.

В случаях разрыва труб пароводяного тракта, коллекторов, паропроводов свежего пара, пара промперегрева и отборов, трубопроводов основного конденсата и питательной воды, их пароводяной арматуры, тройников, сварных и фланцевых соединений энергоблок (котел, турбина) должен быть отключен и немедленно остановлен.
При обнаружении трещин, выпучин, свищей в паропроводах свежего пара, пара промперегрева и отборов, трубопроводах питательной воды, в их пароводяной арматуре, тройниках, сварных и фланцевых соединениях следует немедленно поставить в известность об этом начальника смены цеха. Начальник смены обязан немедленно определить опасную зону, прекратить в ней все работы, удалить из нее персонал, оградить эту зону, вывесить знаки безопасности "Проход воспрещен", "Осторожно! Опасная зона" и принять срочные меры к отключению аварийного участка посредством дистанционных приводов. Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то соответствующее оборудование, связанное с аварийным участком, должно быть остановлено. Время останова определяется главным инженером электростанции с уведомлением дежурного инженера энергосистемы.
При обнаружении разрушенных опор и подвесок трубопровод должен быть отключен, а крепление восстановлено. Время останова определяется главным инженером электростанции по согласованию с дежурным инженером энергосистемы.
При выявлении повреждений трубопровода или его крепления необходим тщательный анализ причин повреждений и разработка эффективных мер по повышению надежности. При выявлении течей или парений в арматуре, фланцевых соединениях или из-под изоляционного покрытия трубопроводов об этом должно быть немедленно сообщено начальнику смены. Начальник смены обязан оценить ситуацию и, если течь или парение представляет опасность для обслуживающего персонала или оборудования (например, парение из-под изоляции), принять меры. Течь или парение, не представляющие опасности для персонала или оборудования (например, парение из сальниковых уплотнений), должны осматриваться каждую смену.

Трубопроводы должны сдаваться в ремонт по истечении планового межремонтного периода, установленного на основании действующих норм технической эксплуатации и в большинстве случаев ремонтироваться одновременно с основным оборудованием. Сдача в ремонт трубопровода до истечения планового межремонтного периода необходима при аварийном повреждении или аварийном состоянии, подтвержденном актом с указанием причин, характера и размеров повреждения или износа. Дефекты трубопроводов, выявленные в межремонтный период и не вызывающие аварийного отключения, должны устраняться при любом ближайшем останове.
Паропроводы, работающие при температуре 450 °С и более, до капитального ремонта должны быть обследованы.

При сдаче в ремонт заказчик должен передать исполнителю конструкторско-ремонтную документацию, в которой содержатся сведения о состоянии трубопровода и его составных частей, о дефектах и повреждениях. Документация должна быть подготовлена в соответствия с ГОСТ 2.602-68*. После ремонта эта документация должна быть возвращена заказчику.

В соответствии с Правилами организации, технического обслуживания и ремонта оборудования при капитальном ремонте котла и станционных трубопроводов в номенклатуру должны включаться следующие работы:

Проверка технического состояния паропроводов;

Проверка технического состояния фланцевых соединений и крепежных деталей, замена шпилек, отработавших ресурс.

Проверка затяжек пружин, осмотр и ремонт подвесок и опор.

Контроль сварных швов и металла.

Переварка дефектных стыков, замена дефектных элементов трубопровода или системы крепления.

Осмотр и ремонт пробоотборников и охладителей отборов проб.

Ремонт тепловой изоляции.

При дефектации трубопроводов должны регистрироваться провисания, выпучины, свищи, трещины, коррозионные повреждения и другие видимые дефекты. При дефектации фланцевых соединений следует проверять состояние уплотнительных поверхностей и крепежных деталей. При дефектации опор и подвесок должны регистрироваться трещины в металле всех элементов опор и подвесок и остаточная деформация в пружинах.

Порядок и объем контроля за металлом трубопроводов определяется НТД. Контроль проводится под техническим руководством лаборатории металлов.

Заказчик вправе вмешиваться в производство работ подрядчика, если последний:

Допустил дефекты, которые могут быть скрыты последующими работами;

Не выполняет технологические и нормативные требования технической документации.

При ремонтных работах, связанных с монтажом или демонтажом блоков пружин или деталей трубопроводов, должна соблюдаться предусмотренная проектом производства работ или технологической картой последовательность операций, обеспечивающая устойчивость оставшихся или вновь устанавливаемых узлов и элементов трубопроводов и предотвращение падения его демонтируемых частей.

Перед разборкой неподвижной опоры или разрезкой трубопровода при переварке сварных стыков по заключениям дефектоскопистов или при замене каких-либо элементов трубопровода пружины на ближайших двух подвесках с каждой стороны ремонтируемого участка должны быть зафиксированы резьбовыми приварными стяжками. На расстоянии не более 1 м в обе стороны от места разгрузки трубопровода (или разборки неподвижной опоры) следует установить временные опоры (раскрепления). Эти опоры должны обеспечивать смещение трубопроводов вдоль оси, требуемое при сварке, и фиксацию трубопровода в проектном положении. Крепление этих концов к соседним трубопроводам, опорам или подвескам не допускается.

По обе стороны от ремонтируемого участка должно быть сделано кернение на трубах, расстояние между точками кернения должно быть зафиксировано в акте. При восстановлении трубопровода должна выполняться холодная растяжка с таким расчетом, чтобы отклонение расстояния между точками кернения не превышало 10 мм.

После демонтажа участка или элемента трубопровода свободные концы оставшихся труб должны быть закрыты заглушками.
При разрезке трубопровода в нескольких точках необходимо в каждом случае выполнять операции.
При любой разрезке трубопровода после заварки замыкающего стыка необходимо составление акта с занесением его в шнуровую книгу.
После окончания ремонтных работ, связанных с разрезкой трубопровода или заменой деталей его опор, необходимо проверить уклоны трубопровода.
При замене дефектной пружины заменяющая пружина должна быть подобрана по соответствующей допускаемой нагрузке, предварительно оттарирована и сжата до расчетной для холодного состояния высоты. После установки в блок подвески и снятия фиксирующих стяжек следует проверить высоту пружины и при необходимости выполнить подрегулировку. При приварке стяжек недопустимо соприкосновение витков пружин с электрической дугой, а при срезке - с пламенем горелки, что может вызвать повреждение пружин.
При замене пружины в опоре из-за ее повреждения или несоответствия расчетным нагрузкам следует:

Проложить пластины под блок пружины (если заменяющий блок имеет меньшую высоту, чем у замененного);

Разобрать опорную тумбу и уменьшить ее высоту (если заменяющий блок имеет большую высоту, чем замененный).
При изменении высот пружин в пружинной опоре необходимо вынуть регулируемый блок, на тарировочном устройстве изменить его высоту и установить в опору.
После завершения работ по регулировке высот пружин в эксплуатационных формулярах должны быть зафиксированы высоты пружин после регулировки (см. приложение 6), а на указателях перемещений уточнены положения трубопровода в холодном состоянии.
Вое изменения в конструкции трубопровода, произведенные в период его ремонта и согласованные с проектной организацией, необходимо отразить в паспорте или шнуровой книге данного трубопровода. При замене поврежденных деталей трубопровода или деталей, отработавших свой ресурс, в шнуровой книге должны быть зафиксированы соответствующие характеристики новых деталей.
После окончания ремонтных и наладочных работ в ремонтном журнале должна быть сделана соответствующая запись и составлен акт сдачи в эксплуатацию с занесением в шнуровую книгу.

ИСПЫТАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

ВВОД В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

Заполнение трубопровода после проведения ремонтных работ производится по утвержденному плану, предусматривающему технологические мероприятия, направленные на удаление паровоздушной фазы в трубопроводе. Как правило, эта операция проводится с применением эластичных разделителей.

Пуск трубопровода в эксплуатацию после выполнения ремонтных работ целесообразно проводить дегазированным при атмосферных условиях конденсатом.

Заполнение трубопровода стабильным конденсатом можно производить при любом начальном давлении внутри трубопровода. Если трубопровод заполняется нестабильным конденсатом или сжиженным углеводородным газом, то эта операция должна производиться после повышения давления находящихся в трубопроводе газа, воды или стабильного продукта выше упругости паров перекачиваемого продукта и после ввода в трубопровод механических разделителей.

При необходимости вытеснения из трубопровода воды с помощью нестабильного продукта должны быть приняты меры по защите от гидратообразования (применение разделителей, ингибиторов гидратообразования и т.п.)

При отсутствии механических разделителей рекомендуется до заполнения перекачиваемым продуктов частично заполнить трубопровод стабильным конденсатом.

Газ или вода, использованные при продувке (промывке) и последующем испытании продуктопровода и вытесняемые продуктом с помощью разделителей, выпускаются из трубопровода через продувочные патрубки.

При этом должен быть организован контроль за содержанием продукта в струе, выходящей из продувочного патрубка, для уменьшения опасности загрязнения окружающей среды и снижения потерь продукта.

После заполнения трубопровода дегазированным конденсатом поднимают давление выше минимально допустимого рабочего давления, которое будет определяться давлением дегазации, величиной потерь давления на трение, составом продукта, профилем трассы и температурой самой "горячей точки" трубопровода.

Подъем давления в трубопроводе производят путем закачки конденсата при закрытой задвижке в конце участка трубопровода.

После повышения давления в начале конденсатопродуктопровода выше минимально допустимого разрешается приступить к закачке нестабильного конденсата.

Поддержание минимально допустимого рабочего давления в трубопроводе при эксплуатации обеспечивается регулятором давления "до себя", установленным непосредственно перед потребителем.

В активной зоне реакторов РБМК-1000 и РБМК-1500 с шагом квадратной решетки 250 мм расположены соответственно 1693 и 1661 технологических канала, вертикально пронизывающие семиметровую толщину собранного из блоков графитового замедлителя. В несущей трубе каждого канала располагаются ТВС. К канальной трубе Ø 80×4 мм из сплава Zr = 2,5 % Nb в ре-кристаллизованном состоянии диффузионной сваркой с двух сторон крепятся наконечники из стали ОХ18Н10Т, позволяющие плотно подключить каждый канал к коллектору теплоносителя. Теплоноситель — вода под давлением 8,0 МПа (8,7 МПа в случае РБМК-1500) подается в канал снизу, а через боковой штуцер в верхней части канала отводится насыщенный пар под давлением 7,3 МПа (7,5 МПа в случае РБМК-1500). Такая конструкция канала позволяет с помощью перегрузочной машины легко осуществлять загрузку и перегрузку ТВС, в том числе на работающем реакторе, по две-три штуки ежесуточно, согласно регламенту эксплуатации. Для улучшения теплоотвода от графитовой кладки на канальную трубу надеваются графитовые кольца, заполняющие газовый зазор между кладкой и каналом.

В канал реактора РБМК-1000 по существу загружается кассета, состоящая из двух отдельных ТВС, расположенных одна над Другой, связанных в единое целое полым несущим стержнем из сплава Zr = 2,5 % Nb (Ø 15×1,25 мм) и крепящихся верхней частью через переходник к подвеске из нержавеющей стали, имеющей захватное устройство для транспортировки. В полости несущего стержня в отдельной трубчатой оболочке из циркониевого сплава располагаются датчики контроля энерговыделения, либо дополнительные поглотители нейтронов, служащие для выравнивания энерговыделения в активной зоне реактора.

Каждая верхняя и нижняя ТВС образованы параллельным пучком стержневых твэлов из 18 штук, расположенных в поперечном сечении по двум концентрическим окружностям с фиксированным по радиусу шагом, что создает устойчивый теплосъем в течение всего срока службы твэлов. Фиксация твэлов обеспечивается каркасом, образованным несущим центральным стержнем и десятью дистанционирующими решетками, равномерно расположенными по высоте каждой ТВС и удерживающими в рабочих отверстиях-ячейках каждый твэл пучка. Дистанционирующие решетки собираются из отдельных фигурных ячеек, сваренных между собой в точках и скрепленных снаружи ободом. В каждой ячейке имеются внутренние выступы длиной 0,1-0,2 мм: по четыре в ячейках наружного и по пять в ячейках внутреннего ряда твэлов, прочно, с натягом фиксирующие пропущенные сквозь ячейки твэлы. Это предупреждает радиальные перемещения твэлов в ячейках, которые могут бьть возбуждены вибрацией конструкции под действием турбулентного потока теплоносителя. Таким путем исключается возникновение феттинг-коррозии в местах касания оболочек твэлов с металлом ячеек. Решетки выполнены из нержавеющей аустенитной стали (ведутся работы по замене материала циркониевым сплавом). Дистанционирующие решетки имеют свободу перемещения вместе с пучком твэлов несущего стержня, однако поворот решетки относительно оси стержня исключен.

Твэлы одним концом кольцевыми замками, обжимаемыми в вырезы фигурных наконечников, крепятся к несущей решетке. Другие концы твэлов остаются свободными. Несущая решетка -концевая, она жестко крепится к осевой половине несущего стержня. Противоположные концы несущих стержней срезаны уступом на половину диаметра, что позволяет жестко замкнуть их втулкой, исключив какое-либо взаимное перемещение, и образовать единую конструкцию из двух ТВС. При этом между двумя пучками твэлов в средней части кассеты остается исходный компенсирующий зазор, размер которого (около 20 мм) обеспечивает несмыкание пучков твэлов в процессе осевого термического расширения, пучков, термического «храповика» и встречного радиационного роста оболочек твэлов. Сборка ТВС осуществляется так, чтобы внутритвэльные газосборники примыкали к несущим решеткам и находились на границе активной зоны реактора, т.е. в нижней части нижней ТВС и в верхней части верхней ТВС. Каждая сборка из двух ТВС содержит 36 твэлов, их число во всей активной зоне около 60000. Общая длина всей сборки ТВС с подвеской около 10 м, каждой ТВС — около 3,65 м. Масса двух ТВС 185 кг, из которых 130 кг приходится на диоксид урана 2,4 %-ного обогащения по 235U.

Поступающий в технологический канал теплоноситель в однофазном состоянии движется вверх со скоростью 4-7 м/с в зависимости от профилирования расхода теплоносителя по радиусу активной зоны реактора. На экономайзерном участке канала (на уровне около 2,5 м от входа в нижнюю ТВС) теплоноситель нагревается до температуры насыщения. Выше этой области возникает развитое кипение и достигается двухфазное состояние с максимальным массовым паросодержанием на выходе из канала до 27 % (среднее значение по активной зоне 14,5 %) и максимальной скоростью движения до 20 м/с. Тепловая мощность наиболее напряженного канала составляет 3000 кВт при глубине выгорания топлива 18000 МВт*сут/т U (среднее значение по активной зоне). Длительность пребывания ТВС в активной зоне реактора 3 года.

Сборка ТВС реактора РБМК-1500 отличается от сборки ТВС реактора РБМК-1000 использованием в каркасе верхней ТВС в области двухфазного состояния теплоносителя особых дистанционирующих решеток, расположенных через одну и имеющих по внутренней поверхности крепежного обода ряд отражателей потока теплоносителя, обеспечивающих его принудительное организованное вращение, а следовательно, интенсификацию теплосъема практически при сохранении параметров теплоносителя на входе в канал. Такое решение позволило поднять энерговыделение в реакторе РБМК-1500 в полтора раза, а тепловую мощность реактора довести до 4800 МВт при максимальном массовом паросодержании теплоносителя на выходе из активной зоны реактора, достигающем 40 % (среднее значение по активной зоне 30 %), скорости его движения 25 м/с и устойчивом запасе до кризиса теплосъема. Обогащение диоксида урана по 235U в твэлах РБМК-1500 составляет 2 %.

Необходимо для понимания дальнейшего коротко рассказать, что такое атомный реактор вообще и реактор РБМК в частности.

Атомный реактор электростанций – это аппарат для преобразования ядерной энергии в тепловую. Топливом в подавляющем большинстве реакторов служит слабообогащенный уран. В природе химический элемент уран состоит из двух его изотопов: 0,7 % изотоп с атомным весом 235, остальное – изотоп с атомным весом 238. Топливом является только изотоп урана-235. При захвате (поглощении) нейтрона ядром урана-235 оно становиться неустойчивым и по житейским меркам мгновенно распадается на две, в основном неравные, части с выделением большого количества энергии. В каждом акте деления ядра энергии выделяется в миллионы раз больше, чем при сгорании молекулы нефти или газа. В таком большом реакторе, как Чернобыльский, при работе на полной мощности «сгорает» около четырех килограммов урана за сутки.

Выделяемая при каждом делении ядра урана энергия реализуется следующим образом: основная часть – в виде кинетической энергии «осколков» деления, которые в процессе торможения передают её практически всю в твэле реактора и в его конструктивной оболочке. Выход за оболочку сколько-нибудь заметной части осколков недопустим. Если посмотрим на таблицу Менделеева, то увидим, что ядра осколков деления имеют явный избыток нейтронов для того, чтобы быть стабильными. Поэтому в результате цепочк радиационного загрязнения территории при аварии после разрушения и выброса при взрыве твэлов.

После прекращения цепной реакции, при остановке реактора, остаточные тепловыделения от распада продуктов деления ещё длительное время вынуждают охлаждать твэлы.

При каждом делении ядра урана испускается два-три, в среднем около двух с половиной, нейтрона. Их кинетическая энергия поглощается замедлителем, топливом и конструктивными элементами реактора, затем передаётся теплоносителю.

Как раз нейтроны-то и делают возможным осуществлять цепную реакцию деления ядер урана-235. Если один нейтрон от каждого деления вызовет новое деление, то интенсивность реакции сохранится на одном уровне.

Большая часть нейтронов испускается немедленно при делении ядра. Это мгновенные нейтроны. Малая часть, около 0,7 %, через небольшой промежуток времени, через секунды и десятки секунд, – запаздывающие нейтроны. Они позволяют управлять интенсивностью реакции деления урана и регулировать мощность реактора. В противном случае существование энергетических реакторов становилось бы проблематичным – только атоне видим.

Обычно в энергетических реакторах используют не природный, а несколько обогащённый изотопом-235 уран. Но всё-таки большая часть – это уран-238 и потому значительное ккже способный делиться при поглощении тепловых нейтронов, как и уран-235. Свойства плутония как топлива отличаются от урана и при достаточном его накоплении после длительной работы реактора несколько изменяют физику реактора. Выброшенный при аварии плутоний также вносит свою лепту в загрязнение территории. Причём надежды на его распад нет никакой (период полураспада плутония-239 более 24 тыс. лет), только миграция вглубь земли. Присутствуют и другие изотопы плутония. Свойства урана-235:

– делиться при поглощении его ядром теплового (с малой энергией) нейтрона;

– выделять при этом большое количество энергии;

– испускать при делении нейтроны, необходимые для самоподдерживающейся реакции.

Уран-235 является основой создания атомных энергетических реакторов.

Почти все реакторы АЭС работают на тепловых нейтронах, т.е. нейтронах с малой кинетической энергией. Нейтроны после деления урана или плутония претерпевают стадии замедления, диффузии и захвата ядрами топлива и конструктивных материалов. Часть нейтронов вылетает за пределы активной зоны – утечка. Одновременно происходит большое количество делений, и, следовательно, в работающем реакторе всегда в наличии большое количество нейтронов, составляющих нейтронный поток, нейтронное поле. Выгорание ядер топлива происходит медленно, и поэтому в достаточно длительный промежуток времени количество топлива в реакторе можно считать неизменным. Тогда число поглощённых топливом нейтронов, а при этом и число разделившихся ядер и количество получаемой энергии, будет прямо пропорционально нейтронному потоку в активной зоне. Фактически задача операторов сводится к измерению и поддержанию нейтронного потока согласно требованиям по поддержанию мощности.

Если условно разбить нейтроны деления на последовательные поколения (условность в следующем – поскольку деление происходит несогласованно, то это аналогично движению неорганизованной толпы, а не шагам армейской колонны) с количеством нейтронов № 1, № 2 и так далее, то при равенстве числа нейтронов каждого поколения мощность реактора будет постоянной, такой реактор будет называться критичным и коэффициент размножения нейтронов, равный отношению числа нейтронов последующего поколения к предыдущему, равен единице. При коэффициенте размножения больше единицы число нейтронов и мощность непрерывно возрастают – реактор надкритичный. Чем больше коэффициент размножения, тем больше скорость нарастания мощности, причём мощность нарастает со временем не линейно, а по экспоненте. В оперативной работе пользуютсяой точностью представляется равной (К-1). В обычной практике оператор имеет дело с реактором, надкритичность или положительная реактивность которого составляет не более одной десятой процента. При большей реактивности скорость нарастания мощности становится слишком большой, опасной для целостности реактора и обслуживающих систем. Все энергетические реакторы имеют автоматическую АЗ, глушащую реактор при большой скорости увеличения мощности. На реакторе РБМК АЗ срабатывала при скорости возрастания мощности в два раза за время 20 с.

Важнейший момент. При делении ядра урана примерно 0,7 % нейтронов рождаются не при делении, а с некоторым запаздыванием. Они входят в общее число нейтронов данного поколения и тем самым увеличивают время жизни поколения нейтронов. Доля запаздывающих нейтронов обычно обозначается р. Если избыточная (положительная) реактивность достигает (и больше) величины р, то реактор становится критичным только на мгновенных нейтронах, скорость сменяемости поколений которых велика – определяется временем замедления и диффузии нейтронов, и поэтому скорость увеличения мощности очень большая. Защиты в этом случае нет – только разрушение реактора может прервать цепную реакцию. Так было 26 апреля 1986 г. на четвёртом блоке Чернобыльской АЭС. Фактически из-за наработки в активной зоне плутония и различия в свойствах мгновенных и запаздывающих нейтронов в реакторе

Реактор РБМК-1000 – это реактор канального типа, замедлитель нейтронов – графит, теплоноситель – обычная вода. Топливная кассета набирается из 36 твэлов по три с половиной метра длиной. Твэлы с помощью дистанционирующих решёток, закреплённых на центральном несущем стержне, размещаются на двух окружностях: на внутренней 6 штук и на внешней 12 штук.

Каждая кассета состоит из двух ярусов по высоте. Таким образом, активная зона имеет высоту семь метров. Каждый твэл набирается из таблеток UO 2 размещённых в герметичной трубе из сплава циркония с ниобием. В отличие от корпусных реакторов, где все топливные кассеты располагаются в общем корпусе, рассчитанном на полное рабочее давление, в реакторе РБМК каждая кассета размещена в отдельном технологическом канале, представляющем собой трубу диаметром 80 мм.

Активная зона реактора РБМК высотой 7 и диаметром 11,8 м набрана из 1 888 графитовых колонн с центральными отверстиями каждая, куда установлены каналы. Из этого числа 1 661 – технологические каналы с топливными кассетами, остальные – каналы СУЗ, где размещены 211 поглощающих нейтроны стержней и 16 датчиков контроля. Каналы СУЗ равномерно распределены по активной зоне в радиальном и азимутальном направлениях.

Снизу к технологическим каналам подводится теплоноситель – обычная вода под высоким давлением, охлаждающая твэлы. Вода частично испаряется и в виде пароводяной смеси сверху отводится в барабан-сепараторы, где пар отделяется и поступает на турбины. Вода из барабан-сепараторов при помощи ГЦН вновь подаётся на вход в технологические каналы. Пар после отработки в турбинах конденсируется и возвращается в контур теплоносителя. Таким образом, замыкается контур циркуляции воды.

Если принять конструкцию активной зоны заданной, посмотрим куда деваются нейтроны деления. Часть нейтронов уходит за пределы активной зоны и теряется безвозвратно. Часть нейтронов поглощается замедлителем, теплоносителем, конструкционными материалами и продуктами деления топливных ядер. Это бесполезная утрата нейтронов. Остальные поглощаются топливом. Для поддержания постоянной мощности количество поглощаемых топливом нейтронов также должно быть неизменным. Следовательно, из испускаемых при каждом делении топливного ядра двух с половиной (в среднем) нейтронов на утечку и захват неделящимися материалами мы можем терять полтора нейтрона. Это будет критичный реактор.

Такой реактор работать не может, хотя бы по следующей причине: при делении урана образуются ядра различных химических элементов и среди них в значительном количестве ксенон с атомным весом 135, обладающий очень большим сечением поглощения нейтронов. При подъёме мощности начинает образовываться ксенон, и реактор заглохнет. Так и было с первым американским реактором. Э. Ферми посчитал сечение захвата нейтронов ядром ксенона и в шутку сказал, что ядро получается величиной с апельсин.

Для компенсации этого и других эффектов топливо в реактор загружают с избытком, что при постоянной утечке нейтронов и поглощении их неделящимися материалами увеличивает долю поглощения топливом. Чтобы не происходило постоянного наращивания мощности такого реактора, в активную зону вводят так называемые органы воздействия на реактивность, содержащие материалы, интенсивно поглощающие нейтроны. Методы компенсации могут быть различные, мы рассмотрим их только на примере РБМК.

В каналах СУЗ размещаются стержни, содержащие сильный поглотитель нейтронов – бор, с помощью которого и поддерживается нужный баланс нейтронов и, следовательно, мощность реактора. При необходимости увеличения мощности часть стержней выводится полностью или частично из активной зоны, в результате чего увеличивается доля нейтронов, поглощаемых топливом, мощность возрастает и стержни по достижении нужного уровня мощности вновь вводятся в активную зону. Как правило, новое положение стержней управления не идентично исходному – это зависит от изменения реактивности активной зоны при изменении мощности – от мощностного коэффициента реактивности. При необходимости уменьшения мощности в активную зону вводят стержни, т.е. вводят отрицательную реактивность, реактор становится подкритичным и мощность начинает уменьшаться. На новом уровне мощность стабилизируется изменением положения стержней. Всё это осуществляется АР. Оператор нажатием кнопки изменяет уровень заданной мощности, а остальное – дело регулятора. Правда, в случае с реактором РБМК это не совсем так, а иногда и совсем не так, – оператор вынужден своим вмешательством корректировать работу регулятора в основном по установлению энерговыделения в той или иной части зоны.

Во вновь построенном реакторе технологические каналы загружаются свежими невыгоревшими топливными кассетами. Если все 1 661 канал загрузить кассетами, то коэффициент размножения будет столь велик, что погасить его имеющимися стержнями управления будет невозможно. Поэтому около 240 технологических каналов вместо топливных кассет загружаются специальными стержнями-поглотителями нейтронов. И ещё несколько сотен поглотителей размещаются в отверстиях центральных несущих стержней топливных кассет. По мере выгорания топлива эти поглотители постепенно извлекаются и заменяются топливными кассетами. При извлечении всех поглотителей поддержание нужной реактивности активной зоны осуществляется заменой наиболее выгоревших кассет свежими. Наступает режим стационарных перегрузок.

В реакторе РБМК топливные кассеты заменяются при работе реактора на мощности специальной разгрузочно-загрузочной машиной. В это время активная зона содержит полностью выгоревшие кассеты, свежие и с промежуточным выгоранием. Вот на этот режим и рассчитано количество стержней управления и защиты.

Каждый стержень СУЗ вносит какую-то реактивность, что зависит от его местоположения в зоне и формы нейтронного поля. В реакторе РБМК реактивность принято измерять в стержнях, эффективность одного стержня условно принята 0,05 %. Как уже пояснялось, скорость увеличения мощности реактора тем больше, чем больше его положительная реактивность. Скорость уменьшения мощности также больше при большей внесённой отрицательной реактивности.

В результате нарушений режима и неисправностей в системах возникает необходимость во избежание повреждений быстро заглушить реактор. Поэтому количество стержней СУЗ всегда должно быть с избытком для приведения реактора в состояние с нужной подкритичностью. Когда реактор находится в критическом состоянии (критическое значит не катастрофическое, а что его коэффициент размножения равен единице и, соответственно, реактивность равна нулю), обязательно должно быть не менее какого-то количества стержней выведено из активной зоны и готово к немедленному вводу в зону для прекращения цепной реакции деления. И чем больше стержней выведено из активной зоны, тем больше уверенности, что реактор при необходимости будет заглушён быстро, с большой подкритичностью. Это верно для всех реакторов, спроектированных согласно требованиям норм и правил безопасности.

Во всех реакторах тем или иным путём часть органов воздействия на реактивность введена в реактор – это необходимо для маневрирования мощностью. К примеру, при вынужденном частичном снижении мощности временно увеличивается количество ксенона (говорят, что реактор отравлен ксеноном), увеличение количества поглотителя нейтронов нужно скомпенсировать выводом из зоны части оперативно извлекаемого поглотителя. Иначе реактор придётся заглушить и ждать распада ксенона.

В реакторе РБМК при работе часть стержней СУЗ находится частично или полностью в активной зоне и подавляет (компенсирует) какую-то избыточную реактивность. Теперь определимся с понятием ОЗР.

Оперативный запас реактивности – это положительная реактивность, которую реактор имел бы при всех извлечённых стержнях СУЗ.

Как и нормальным реакторам, реактору РБМК запас реактивности также необходим для манёвра мощностью. Ещё после аварии в 1975 г. на первом блоке Ленинградской АЭС для РБМК был определён минимальный запас реактивности в 15 стержней исходя из необходимости регулирования энерговыделения в активной зоне. А после чернобыльской аварии была найдена совершённая дикость, абсурд – при малом запасе АЗ не глушит, а разгоняет реактор. Чем меньше запас реактивности, тем более ядерноопасен РБМК?! Знай наших!.. Мы не как другие прочие.

Ещё реакторов с такими свойствами нет. Можно понять, что АЗ не справилась с глушением реактора, но чтобы сама разгоняла реактор – такого и в кошмарном сне не привидится.

Как и ОЗР, в тексте часто будут упоминаться паровой эффект реактивности и мощностной коэффициент реактивности. Уясним понятия.

Пусть реактор работает на какой-то мощности при неизменном расходе теплоносителя. В технологическом канале вода нагревается до кипения и появляется пар. По мере продвижения в канале всё больше воды, отбирающей тепло у твэлов, превращается в пар. Таким образом, в стационарном режиме имеем в пределах активной зоны какое-то количество пара. Теперь увеличим мощность реактора. Количество тепла возрастает и, следовательно, будет в активной зоне больше водяного пара. Каким образом это повлияет на реактивность активной зоны – в сторону уменьшения или увеличения – зависит от соотношения в зоне ядер замедлителя и топлива. Вода также является замедлителем нейтронов, как и графит, и с увеличением количества пара в активной зоне становится меньше воды. Проектанты, видимо, исходя из экономических соображений, выбрали соотношение ядер замедлителя и топлива в РБМК таким, чтобы полная замена воды паром вела к увеличению реактивности на пять-шесть р.

Чем это страшно? К примеру, при разрыве трубы теплоносителя диаметром 800 мм обезвоживание наступает через несколько секунд и тихоходная АЗ не справилась бы с выделившейся реактивностью. Взрыв, как и 26 апреля. Это не всё. При увеличении мощности температура топлива всегда возрастает и это ведёт к уменьшению реактивности. В реакторе РБМК при изменении мощности, в основном, два фактора влияют на реактивность: отрицательный температурный эффект топлива и положительный паровой эффект. Они и составляют быстрый мощностной коэффициент реактивности – изменение реактивности при изменении мощности на один мегаватт (или киловатт). Другие эффекты изменения реактивности в зависимости от мощности: температурный эффект графита и отравление реактора ксеноном, хотя и имеют существенную величину, проявляются с большим запаздыванием и на динамику не влияют. У правильно сконструированного реактора мощностной коэффициент должен быть отрицательным. Это означает, что при каком-либо возмущении возрастает реактивность, с ней начинает увеличиваться мощность, а это ведёт к уменьшению реактивности и мощность стабилизируется, хотя и на более высоком уровне. У реактора РБМК мощностной коэффициент был положительным в большом диапазоне мощностей – в нарушение требований нормативных документов. Это прямо повлияло на возникновение аварии 26 апреля.