Атомные теплоэлектроцентрали и атомные станции теплоснабжения. Атомная станция теплоснабжения

Использование в системах теплоснабжения атомных источников тепла позволит значительно экономить дефицитное органическое топливо. При этом достигается улучшение экологической обстановки в районах теплопотребления от АЭС, повышение конкурентоспособности централизованных систем теплоснабжения, вследствие низкой себестоимости тепла на АЭС, увеличение надёжности систем теплоснабжения за счёт вытеснения устаревшего оборудования.

Атомные станции по виду отпускаемой энергии можно разделить на:

Атомные электростанции (АЭС), предназначенные для выработки только электроэнергии

Атомные теплоэлектроцентрали (АТЭЦ), вырабатывающие как электроэнергию, так и тепловую энергию

Атомные станции теплоснабжения (АСТ), вырабатывающие только тепловую энергию

На всех атомных станциях России есть теплофикационные установки, предназначенные для подогрева сетевой воды.

Атомные станции в России.

В настоящее время в Российской Федерации на 10 действующих АЭС эксплуатируется 31 энергоблок общей мощностью 23243 МВт, из них 15 реакторов с водой под давлением - 9 ВВЭР-440, 15 канальных кипящих реакторов - 11 РБМК-1000 и 4 ЭГП-6, 1 реактор на быстрых нейтронах.

Информация об атомных станциях теплоснабжения. Воронежская АСТ (не путать с Нововоронежской АЭС) - атомная станция теплоснабжения (ВАСТ), в составе двух энергоблоков мощностью по 500 МВт предназначена для круглогодичной работы в базовом режиме в системе централизованного теплоснабжения г. Воронежа с целью покрытия существующего в городе дефицита тепла (ВАСТ должна была обеспечить 23% годовой потребности города в тепле и горячей воде). Строительство станции велось с 1983 по 1990 год и в настоящее время заморожено.

Россия - единственная страна, где серьёзно рассматриваются варианты строительства атомных станций теплоснабжения. Объясняется это тем, что в России существует централизованная система водяного отопления зданий, при наличии которой целесообразно применять атомные станции для получения не только электрической, но и тепловой энергии. Первые проекты таких станций были разработаны ещё в 70-е годы XX века, однако из-за наступивших в конце 80-х гг экономических потрясений и жёсткого противодействия общественности, до конца ни один из них реализован не был. Исключение составляют Билибинская АЭС небольшой мощности, снабжающая теплом и электричеством посёлок Билибино в Заполярье (10 тыс. жителей) и местные горнодобывающие предприятия, а также оборонные реакторы (главной задачей которых является производство плутония):

Сибирская АЭС, поставлявшая тепло в Северск и Томск.

Реактор АДЭ-2 на Красноярском горно-химическом комбинате, с 1964 г. поставляющий тепловую и электрическую энергию для города Железногорска.

Было также начато строительство следующих АСТ на базе реакторов, в принципе аналогичных ВВЭР-1000:

Воронежская АСТ (не путать с Нововоронежской АЭС)

Горьковская АСТ

Ивановская АСТ (только планировалась).

Строительство всех трёх АСТ было остановлено во второй половине 1980-х или начале 1990-х годов.

В настоящий момент (2006) концерн «Росэнергоатом» планирует построить плавучую АСТ для Архангельска, Певека и других заполярных городов на базе реакторной установки КЛТ-40, используемой на атомных ледоколах. Есть вариант малой необслуживаемой АСТ на базе реактора «Елена», и передвижной (железнодорожным транспортом) реакторной установки «Ангстрем». Источник: ЭнергАтом (www.abkord.com).

Решение вопросов, связанных с учетом роли атомных станций в теплоснабжении (в первую очередь - паровым) промышленных потребителей, находится на начальной стадии. Обусловлено это тем, что пароснабжение от атомных источников сопряжено с более значительными трудностями, чем отпуск теплоты в горячей воде.

Трудности эти определяются главным образом требованиями ядерной безопасности, существенной разнохарактерностью промышленных технологий, особенностью транспортировки пара и т.д. и поэтому более жесткими требованиями к атомным энергоисточникам, как в части схемных решений, так и по режиму отпуска теплоты. Принципиально атомные источники теплоснабжения, как и источники, применяемые в традиционной «огневой» энергетике, могут предназначаться либо для производства теплоты, либо для комбинированного производства тепловой и энергетической энергии. В последнее время начаты проработки проектов атомных станций промышленного теплоснабжения, предназначенных для снабжения потребителей, как горячей водой, так и паром; тем не менее, принимая во внимание более высокую энергетическую и технико-экономическую эффективность комбинированного производства тепловой и электрической энергии, экономически более целесообразным представляется строительство специализированных промышленно-отопительных АТЭЦ.

Отличительной способностью атомных источников, используемых для обеспечения потребностей промпредприятий в технологическом паре, является необходимость удовлетворения двух трудно совместимых требований. С одной стороны, по условиям транспорта пара источник теплоты должен быть максимально приближен к потребителям. Предельное расстояние от источника до потребителей определяется технико-экономическими расчетами и зависит от параметров пара, необходимых по техническим условиям производства, параметров пара, отпускаемого источником, и других показателей и не превышает 8–15 км, даже при значительной расчетной нагрузке района (1500 МДж/с). С другой стороны, желательно расположение источника на значительном расстоянии от потребителей, поскольку, чем ближе источник к району теплоснабжения, тем более жесткими являются требования радиационной безопасности и, соответственно, тем сложнее технически и дороже их обеспечение. Указанные требования делают практически невозможным отпуск значительного количества пара традиционным способом от намечаемых к сооружению и действующих АЭС первого поколения.

В России отпуск пара в небольших количествах на нужды промплощадки и стройбазы производится от действующих АЭС. Однако санитарными правилами [СТ ТАС 84. Санитарные требования к проектированию и эксплуатации систем централизованного теплоснабжения от атомных станций. - М., 1984.] и общими положениями обеспечения безопасности атомных станций [ОПБ 82. Общие положения обеспечения безопасности атомных станций при проектировании, сооружении и эксплуатации. - М., 1982.] регламентируется отпуск теплоты в паре внешним потребителям. Так, на АЭС с реакторами ВВЭР отпуск пара может производиться из коллектора собственных нужд или непосредственно из отбросов турбин, что находится в противоречии с п. 3.7 санитарных правил: «…Отпуск пара из отборов турбин и редукционных установок для внешних потребителей (промышленной зоны, жилищно-коммунального сектора и др. потребителей) не допускается…». На АЭС с реакторами РБМК отпуск пара производится через промежуточный контур от генератора «чистого» пара, подключенного к первому нерегулируемому отбору цилиндра высокого давления. От парогенератора в номинальном режиме работы турбины может быть обеспечен отпуск 16 МДж/с теплоты и пара давлением 0,6 МПа. В этом случае нарушается п/п. 4.4.3.1.3 общих положений обеспечения безопасности: «…Давление греющей среды должно быть не ниже давления сетевого теплоносителя…». В современных двухконтурных АЭС такими свойствами обладает основной поток пара в турбоагрегате после прохождения сепараторов - пароперегревателей (СПП). Однако использование его в качестве греющей среды приводит к значительной недовыработке электроэнергии, поэтому целесообразность создания таких схем пароснабжения неочевидна, и необходимо проведение детальных технико-экономических исследований.

В связи с этим особую актуальность приобретает поиск новых решений, позволяющих использовать для целей промышленного теплоснабжения уже освоенные атомные энергоисточники. Одним из путей создания систем является использование в промконтуре теплоносителя, отличного от водяного, например, инертного газа или органического соединения. В этом случае необходимо проведение как технико-экономических исследований по определению их конкурентоспособности по сравнению с альтернативными вариантами пароснабжения, так и специальных исследований, подтверждающих техническую возможность создания и работоспособность указанных систем отпуска пара от АЭС.

Другим решением, наиболее технически подготовленным в настоящее время, является использование высокотемпературной сетевой воды для транспорта теплоты АЭС с последующим получением пара в местных парогенераторах. В роли такого парогенератора могут выступать водопаро-преобразовательные установки. Применение указанной схемы позволяет охватить значительное количество потребителей, однако даже при достаточно высокой температуре сетевого теплоносителя, отпускаемого со станции (≈ 170 °С), в местном контуре предприятия может быть получен насыщенный пар с давлением не более 0,6 МПа, что существенно ограничивает возможности применения такой схемы пароснабжения. Использование этой схемы пароснабжения в настоящее время затруднено по ряду причин:

❏ отсутствие технологического оборудования необходимых мощностей;

❏ недостаточная проработка режимных вопросов отпуска теплоты от АЭС;

❏ необходимость подбора соответствующего соотношения паровой и водяной нагрузок в регистре и т.п.

Свободным от указанных недостатков и наиболее просто реализуемым в настоящее время представляется способ удовлетворения паровой нагрузки от АЭС по схеме с «огневым» догревом . Предпосылкой для рассмотрения таких схем служит широкое распространение паровых котельных на органическом топливе в системах пароснабжения промышленных потребителей. В этом случае АЭС отпускается теплота в виде горячей воды. Часть ее поступает в систему коммунально-бытового теплоснабжения, часть - в модифицированные паровые котельные на органическом топливе. Там она испаряется, при необходимости полученный пар перегревается и поступает к потребителям. При такой организации паровой котельной отпадает необходимость в использовании органического топлива на подогрев воды в системах регенерации и экономайзерах. В широко распространенных паровых котлах ДКВР подача в котельный агрегат питательной воды с температурой 170 °C с одновременной заменой экономайзера воздухоподогревателем позволяет сэкономить до 25 % расхода органического топлива.

На рис. 3.2 показана принципиальная схема теплоподготовительной установки атомной ТЭЦ с реактором ВВЭР. Между реактором 17 и пароперегревателем включён промежуточный контур. В пароперегревателе вырабатывается «чистый» пар. Это существенно упрощает схему и оборудование теплоподогревательной установки АТЭЦ, так как пар, отработавший в турбине, может напрямую использоваться в подогревателях сетевой воды 5-7. В связи с размещением АТЭЦ на значительных расстояниях от городов экономически оправдано существенное повышение расчётной температуры в подающей линии транзитной магистрали (коллектор 16) с целью снижения расчётного расхода теплоносителя, диаметров и количества теплопроводов. Поэтому в ряде случаев для подогрева сетевой воды используют пар более высокого давления (0,6 0,8МПа) из разделительного отсека, в котором устанавливается сепаратор пара 21 и промежуточный пароперегреватель 36 на основном потоке пара.

Рис. 3.2 Принципиальная схема теплоподготовительной установки атомной ТЭЦ (АТЭЦ) с реактором ВВЭР: 1 – парогенератор; 2 – паровая турбина; 3 – электрический генератор; 4 – конденсатор; 5 – 7 - теплофикационные подогреватели соответственно нижней, средней и верхней ступеней; 8 – бустерный насос; 9 – сетевой насос; 10 – химводоочистка; 11 – деаэратор подпиточной воды; 12 – подпиточный насосс; 13 – регулятор подпитки; 14 – насос химводоподготовки; 15, 16 – обратный и подающий коллекторы сетевой воды; 17 – ядерный реактор; 18 – компенсатор объёма; 19 – насос промежуточного контура; 20 – конденсатный насос; 21 – сепаратор влаги; 22 – регенеративные подогреватели низкого давления; 23 – деаэратор; 24 – питательный насос; 25 - – регенеративные подогреватели высокого давления; 26 – пароперегреватель; 27 – редукторы; 28 - – регенеративные подогреватели среднего давления.

Принципиальная схема теплоподготовительной установки атомной станции теплоснабжения (АСТ) приведена на рис. 3.3.

Рис. 3.3. Принципиальная схема теплоподготовительной установки атомной станции теплоснабжения (АСТ): 1 – ядерный реактор; 2 – второй контур; 3 – подогреватель сетевой воды; 4 – компенсатор объёма; 5 – насос второго контура: 6 – сетевой насос; 7 – деаэратор подпиточной воды; 8 – тепловая сеть; 9 – система продувки второго контура; 10 – подогреватель очищенной воды; 11 – охладитель продувочной воды; 12 – фильтр; 13 – насос системы продувки; 14 – подпиточный насос тепловой сети.

Объясняется это тем, что в России существует централизованная система водяного отопления зданий, при наличии которой целесообразно применять атомные станции для получения не только электрической, но и тепловой энергии.

Первые проекты подобных станций были разработаны еще в 70‑х годах прошлого века, однако из‑за наступивших в конце 80‑х экономических потрясений и жесткого противодействия общественности до конца ни один из них реализован не был.

Вопросы технологии

Вместе с тем, рациональное зерно в такой идее есть. На производство горячей воды и пара (низкотемпературного тепла) для нужд городов и промышленности расходуется в полтора раза больше топлива, чем для выработки электроэнергии, при этом значительную часть тепла вырабатывают мелкие, малоэффективные установки, сжигающие наиболее ценные виды топлива – нефть и газ.

По некоторым подсчетам, предполагается, что уже в ближайшее время ежегодное потребление низкотемпературного тепла (его еще называют низкопотенциальным) достигнет весьма внушительных цифр. Для выработки такого количества тепла придется сжигать огромное количество топлива.

Решением проблемы могли бы стать атомные станции теплоснабжения – АСТ. Главная их особенность – здесь не требуется такого высокого температурного потенциала теплоносителя первого контура, как на АЭС, потому что в АСТ не нужно получать электроэнергию, получать пар на турбине, нужно только тепло. Это, естественно, упрощает реактор, удешевляет его эксплуатацию. Если говорить о водо охлаждаемых реакторах, то в них снижается давление: нужно уже не 160 атмосфер, например, а 30, то есть значительно меньше. Это первая отличительная особенность.

Кроме того, в АСТ должно быть такое число теплоотводящих контуров, чтобы радиоактивный теплоноситель никаким образом не мог бы попасть в теплосеть. Для этого строятся промежуточные теплообменники и т. д. Параметры и режимы их работы рассчитаны так, что станции вписываются в существующие сети как дополнительные источники тепла. Создание подобных мощных централизованных источников позволяет демонтировать устаревшие установки, работающие на органическом топливе, а достаточно технически совершенные, но мелкие использовать в режиме пиковых нагрузок, которые наиболее часто возникают в холодное время года. Сами же ACT могут взять на себя базовую часть нагрузки.

По управляемости ACT – весьма гибкий агрегат, который не предъявляет никаких специфических требований к управлению тепловыми сетями в смысле регулирования распределения тепла, что очень важно. В принципе, ACT может покрывать и пиковую нагрузку, но для атомной станции, как для всякого капиталоемкого оборудования (капиталовложения велики, а топливная составляющая мала), наиболее экономичен режим максимально возможной постоянной мощности, то есть базовый.

Как отмечают специалисты, когда в 70‑х годах XX века обсуждался этот вопрос, все были в большом воодушевлении. Ясно, что использование атомной энергии для получения низкотемпературного тепла способно дать огромный эффект. Однако у таких проектов был и есть существенный недостаток. Дело в том, что если электрическую энергию можно без существенных потерь передавать на десятки и даже сотни километров, то для горячей воды это невозможно: потери тепла в теплотрассах (особенно в наших) очень велики. А это значит, что АСТ целесообразно строить в непосредственной близости от городов или даже в их черте. Отсюда вытекает важное требование: АСТ должны обладать гораздо более высоким уровнем безопасности, чем АЭС.

Впрочем, особенности реактора ACT (применение естественной циркуляции и интегральной компоновки, а также низкого давления внутри корпуса) позволяют успешно решить задачу безопасности без чрезмерных затрат посредством довольно простой конструкции: наличия второго, страховочного корпуса, который не исключает возможности осмотра основного, несущего корпуса, не ослабляет требований к его надежности, но позволяет при крайних, непредвиденных нарушениях полностью удержать в своем объеме всю начинку реактора и весь теплоноситель, содержащий радиоактивные вещества.

Специалисты приводят модель подобного крайнего события: при разрыве основного корпуса внутренний объем, занимаемый теперь теплоносителем, несколько увеличится, соответственно, упадет давление (примерно на 30 процентов), уровень воды хотя и понизится, но она по‑прежнему будет охватывать всю активную зону и обеспечивать ее охлаждение. Благодаря такому соответствию характеристик работающего и защитного оборудования обеспечивается надежное охлаждение активной зоны.

Подобная технология делает АСТ более экологически безопасными источниками теплоснабжения, чем традиционные ТЭЦ. Поэтому в Советском Союзе была запланирована целая серия подобных станций, и уже начинались работы по первой очереди. Однако затем грянул Чернобыль, позже Советский Союз распался, и планы реализовать не удалось.

Нереализованные планы и современные перспективы

Первой атомной станцией, поставлявшей тепло, была Сибирская АЭС в Северске Томской области. С 1961 года она поставляла, кроме электроэнергии, и тепло. По состоянию на 2000‑е годы реакторы давали 30‑35 процентов тепла, необходимого для отопления одного из жилых массивов Томска, и более 50 процентов – для города Северска и Сибирского химического комбината. Кроме того, в нашей стране работал реактор АДЭ-2 на Красноярском горно-химическом комбинате, с 1964 года до его остановки в 2010‑м поставлявший тепловую и электрическую энергию для города Железногорска.

Сегодня как атомный источник теплоснабжения действует лишь маломощная (48 МВт) Билибинская АЭС в Чукотском автономном округе, снабжающая теплом и электричеством город Билибино (около 6 тысяч жителей) и местные горнодобывающие предприятия.

В Советском Союзе было начато строительство еще двух АСТ: Воронежской и Горьковской (в нынешнем Нижнем Новгороде), а также завершен проект Ивановской АСТ, сооружение которой начать не успели. Работы прекратились на рубеже 1980‑х – 1990‑х. Главное, на что упирали при закрытии почти достроенных Воронежской и Нижегородской атомных станций теплоснабжения, – это протесты общественности в условиях послечернобыльской радиофобии. В итоге города остались без нормальных источников тепла. Примечательно, что Нижегородскую АСТ прикрыл теперь уже покойный Борис Немцов, передав часть ее помещений ликероводочному заводу.

Кстати, эти атомные станции теплоснабжения относились к инновационному тогда проекту АСТ-500. В целях обеспечения высокой надежности и безопасности реакторной установки были заложены следующие основные технические решения: естественная циркуляция теплоносителя в первом контуре и трехконтурная схема реакторной установки. Интегральная компоновка оборудования первого контура позволила свести к минимуму разветвленность контура и избежать применения трубопроводов большого диаметра, а низкая удельная энергонапряженность активной зоны способствовала повышению надежности охлаждения активной зоны и снижению уровня аварийных последствий. Кроме того, технические решения обеспечивали сохранение активной зоны под водой при разгерметизации основного корпуса реактора и локализацию радиоактивных продуктов вследствие использования двойного корпуса. Высокая степень защищенности реактора от аварий обеспечивалась применением новой схемы системы теплоотвода, при которой возможен отвод остаточного энерговыделения даже при выходе из строя двух петель из трех, а также путем ряда других схемных и компоновочных решений.

Реинкарнация идеи

Так что же? Можно ли говорить о том, что от АСТ отказались исключительно из‑за того, что неудачно сложились обстоятельства? Не совсем. Беспристрастный анализ технико-экономических показателей атомных станций теплоснабжения выявил, что они слабо конкурентоспособны с источниками тепла на органическом топливе, потому что цены на тепловую энергию гораздо ниже, чем на электроэнергию. И срок окупаемости такой станции, если строить ее на условиях коммерческого кредита, получается очень большой. В современных российских условиях это серьезный минус. Но нельзя сказать, что от создания атомных станций теплоснабжения в России совсем отказались.
Есть вариант малой необслуживаемой АСТ на базе реактора «Елена» и передвижной (железнодорожным транспортом) реакторной установки «Ангстрем».

Наконец, сейчас в нашей стране строится головная плавучая атомная станция теплоснабжения «Академик Ломоносов», которую планируют сдать осенью этого года. Разместившись у побережья Чукотки, она заместит мощности Билибинской АЭС, которая в 2019 году будет выведена из эксплуатации. В «Росэнергоатоме» планируют, что «Академик Ломоносов» станет далеко не единственной плавучей энергоустановкой, и в дальнейшем и в других городах Крайнего Севера, Дальнего Востока появятся подобные ПАТЭС. Так что идея атомных станций теплоснабжения живет и развивается и перспективы у этого направления, безусловно есть.

Горьковская атомная станция теплоснабжения - одна из двух АСТ в нашей стране, строительство которых стартовало в начале 1980-х, но так и не было завершено по ряду причин, включая протесты общественности и, само собой, развал Союза.
Станция не была достроена, реакторная установка не была собрана, топливо еще даже и не думали привозить...

Строительство Горьковской АСТ (ГАСТ) началось в 1982 г.
Станция строилась по проекту ГИ ВНИПИЭТ и включала два энергоблока с реакторными установками АСТ-500 единичной тепловой мощностью 500 МВт. Каждый блок должен был обеспечивать отпуск тепла в количестве 430 Гкал/ч в виде горячей воды с давлением до 1,6 МПа и температурой до 150 ОС. Планировалось, что ГАСТ будет снабжать тепловой энергией Нагорную часть г Горького. При вводе в действие ГАСТ предполагалось закрыть около 300 низкоэффективных котельных различной мощности в Нагорной части города.

Структура системы ЦТ на базе основного теплоисточника ГАСТ выглядела следующим образом:
■ базисный теплоисточник - ГАСТ установленной тепловой мощностью 1000 МВт (2x500 МВт);
■ пиковые котельные (ПК) - пять существующих промышленных и отопительных котельных тепловой мощностью от 35 до 750 МВт;
■ магистральные тепловые сети - кольцевые с тупиковыми ответвлениями;
■ распределительные станции теплоснабжения (РСТ) для подключения магистральных тепловых сетей по зависимой и независимой схемам.
Общая тепловая нагрузка нагорной части города, обеспечиваемая системой ЦТ, составляла примерно 2380 МВт.
Отпуск теплоты в системе ЦТ на базе ГАСТ планировался в объеме примерно 7,4 ГВт.ч, в том числе от ГАСТ 5,8 ГВт.ч (78%).
Выдача тепловой мощности от АСТ в транзитные тепловые сети обеспечивалась теплоносителем - сетевой водой с максимальной температурой 150 *С при температуре на входе в обратном трубопроводе 70 *С.
Крупные ПК предусматривались «полупиковыми» с возможностью выдачи свободной тепловой мощности в транзитные тепловые сети параллельно АСТ
Общая протяженность транзитных тепловых сетей от ГАСТ около 30 км. Рельеф местности переменный с абсолютными отметками от 90 до 200 м. Диаметры транзитных трубопроводов 800, 1000 и 1200 мм. Насосные подкачивающие станции располагались в РСТ.
При разработке системы ЦТ на базе ГАСТ было применено несколько новых технологических решений, в том числе:
1. количественное регулирование отпуска теплоты в транзитных тепловых сетях с постоянной температурой теплоносителя в подающих трубопроводах: в отопительный период - 150 *С, в летний - 90 *С;
2. последовательное включение (отключение) и изменение тепловой мощности ПК при уровнях теплопотребления более 1000 МВт при температурах наружного воздуха ниже +3 *С;
3. схема подключения ПК к АСТ через транзитные тепловые сети - параллельная, а не традиционная последовательная при дальнем теплоснабжении;
4. аккумулирование теплоты в баках запаса подпиточной воды (2 бака по 10000 м3) для стабильной работы ГАСТ.

Здесь стоит отметить, что для теплоснабжения заречной части г. Горького с учетом того, что рядом расположено несколько небольших промышленных городов, предлагалось сооружение АТЭЦ с реакторами ВВЭР-1000 для энергоснабжения не только заречной части города, но и Дзержинска, Заволжья, Правдинска, Балахны и других населенных пунктов. Были приняты три варианта размещения АТЭЦ и выполнен полный комплекс изыскательских работ по всем трем площадкам. Соответствующее ТЭО было разработано ГоТЭПом в 1986 г., но эти планы так и остались на бумаге.

Решающие этапы сооружения ГАСТ совпали с Чернобыльскими событиями, последующей «ломкой» структур власти и ожесточенной политической борьбой в «перестроечный» период.
В середине 1988 г. в Горьком началось движение общественности за прекращение строительства ГАСТ (статьи в местной прессе, демонстрации и митинги с лозунгами о запрете строительства АСТ, требования о проведении референдума).
Не смогло переломить общий настрой против ГАСТ и положительное заключение международной экспертизы проекта и самой станции, проведенной МАГАТЭ в 1989 г., хотя эта экспертиза была предпринята по требованию общественности.
Нижегородский областной Совет народных депутатов, учитывая мнение населения, выступил против продолжения строительства станции и в августе 1990 г. принял решение «О прекращении строительства ГАСТ».

Сибирская АЭС, поставлявшая тепло в Северск и Томск.
Реактор АДЭ-2 на Красноярском горно-химическом комбинате, с 1964 года до его остановки в 2010-м поставлявший тепловую и электрическую энергию для города Железногорска .

Было также начато строительство следующих АСТ на базе реакторов, в принципе аналогичных ВВЭР-1000:

Воронежская АСТ (не путать с Нововоронежской АЭС)
Горьковская АСТ
Ивановская АСТ (только планировалась)

Строительство всех трёх АСТ было остановлено во второй половине 1980-х или начале 1990-х годов.

[править] Достоинства и недостатки

Главное преимущество - практическая независимость от источников топлива из-за небольшого объёма используемого топлива, например 54 тепловыделяющих сборки общей массой 41 тонна на один энергоблок с реактором ВВЭР-1000 в 1-1,5 года (для сравнения, одна только Троицкая ГРЭС мощностью 2000 МВт сжигает за сутки два железнодорожных состава угля). Расходы на перевозку ядерного топлива в отличие от традиционного, ничтожны. В России это особенно важно в европейской части, так как доставка угля из Сибири слишком дорога.

Огромным преимуществом АЭС является её относительная экологическая чистота. На ТЭС суммарные годовые выбросы вредных веществ, в которые входят сернистый газ, оксиды азота, оксиды углерода, углеводороды, альдегиды и золовая пыль, на 1000 МВт установленной мощности составляют от примерно 13 000 тонн в год на газовых до 165 000 на пылеугольных ТЭС. Подобные выбросы на АЭС полностью отсутствуют. ТЭС мощностью 1000 МВт потребляет 8 миллионов тонн кислорода в год для окисления топлива, АЭС же не потребляют кислорода вообще . Кроме того, больший удельный (на единицу произведенной электроэнергии) выброс радиоактивных веществ даёт угольная станция. В угле всегда содержатся природные радиоактивные вещества, при сжигании угля они практически полностью попадают во внешнюю среду. При этом удельная активность выбросов ТЭС в несколько раз выше, чем для АЭС . Единственный фактор, в котором АЭС уступают в экологическом плане традиционным КЭС - тепловое загрязнение, вызванное большими расходами технической воды для охлаждения конденсаторов турбин, которое у АЭС несколько выше из-за более низкого КПД (не более 35 %), однако этот фактор важен для водных экосистем, а современные АЭС в основном имеют собственные искусственно созданные водохранилища-охладители или вовсе охлаждаются градирнями. Также некоторые АЭС отводят часть тепла на нужды отопления и горячего водоснабжения городов, что снижает непродуктивные тепловые потери, существуют действующие и перспективные проекты по использованию «лишнего» тепла в энергобиологических комплексах (рыбоводство, выращивание устриц, обогрев теплиц и пр.). Кроме того, в перспективе возможно осуществление проектов комбинирования АЭС с ГТУ, в том числе в качестве «надстроек» на существующих АЭС, которые могут позволить добиться аналогичного с тепловыми станциями КПД .

Для большинства стран, в том числе и России, производство электроэнергии на АЭС не дороже, чем на пылеугольных и тем более газомазутных ТЭС. Особенно заметно преимущество АЭС в стоимости производимой электроэнергии во время так называемых энергетических кризисов, начавшихся с начала 70-х годов. Падение цен на нефть автоматически снижает конкурентоспособность АЭС.

Затраты на строительство АЭС находятся примерно на таком же уровне, как и строительство ТЭС, или несколько выше.

Главный недостаток АЭС - тяжелые последствия аварий, для исключения которых АЭС оборудуются сложнейшими системами безопасности с многократными запасами и резервированием, обеспечивающими исключение расплавления активной зоны даже в случае максимальной проектной аварии (местный полный поперечный разрыв трубопровода циркуляционного контура реактора).

Серьёзной проблемой для АЭС является их ликвидация после выработки ресурса, по оценкам она может составить до 20 % от стоимости их строительства.

По ряду технических причин для АЭС крайне нежелательна работа в манёвренных режимах, то есть покрытие переменной части графика электрической нагрузки.

С канальными уран-графитовыми реакторами малой мощности, вырабатывающими электрическую и тепловую энергию. Они относятся к первому поколению АС.

На первой в России промышленной атомной теплоэлектроцентрали (АТЭЦ) установлен водографитовый реактор с кипящей водой в топливных каналах и естественной циркуляцией теплоносителя. Контур естественной циркуляции состоит из шести петель, замкнутых на барабан-сепаратор. Из барабанов-сепараторов пар поступает на турбину мощностью 12 МВт, а затем в бойлерные установки. С ростом присоединенной тепловой нагрузки удельные капитальные вложения и относительные приведенные затраты на АТЭЦ уменьшаются. При тепловой нагрузке, превышающей 1200 МВт, АТЭЦ становится эффективнее ТЭЦ, работающей на органическом топливе. Поэтому в настоящее время разработаны проекты АТЭЦ с установкой на них реакторов ВВЭР-1000 и турбин конденсационно-теплофикационного типа.

Атомные станции теплоснабжения

Важным направлением использования ЯЭУ является теплоснабжение. Внедрение ядерной энергетики в сферу производства низкопотенциального тепла для отопления и горячего водоснабжения обусловлено стремлением снизить долю расхода органического топлива и тем самым внести вклад в решение экологической проблемы, связанной с загрязнением атмосферы и нагревом водоемов.

Размещение атомной станции теплоснабжения (ACT) вблизи крупных населенных пунктов вытекает из требования достижения приемлемых экономических показателей из-за высокой стоимости магистральных трубопроводов. Обеспечение высоких показателей безопасности ACT заставило пересмотреть традиционные схемные, режимные и компоновочные решения реакторного контура. При выборе типа реактора одним из важных аргументов была многолетняя успешная эксплуатация отечественного кипящего корпусного реактора ВК-50 с естественной циркуляцией теплоносителя.

В России были сооружены две крупные АСТ-500 в Горьком и Воронеже. Но из-за протестов общественности после чернобыльской катастрофы, они так и не были введены в эксплуатацию. В целях обеспечения высокой надежности и безопасности работы реакторной установки в АСТ-500 были заложены следующие основные технические решения:

естественная циркуляция теплоносителя в первом контуре, отсутствие ГЦН;
трехконтурная схема РУ [давление в первом контуре 1,6 МПа (на порядок ниже, чем в ВВЭР), во втором контуре — 1,2 МПа, в третьем — 1,6 МПа: давление в промежуточном контуре меньше, чем в третьем, что исключает попадание протечки из второго контура в сетевую воду, направляемую потребителю];
интегральная компоновка оборудования первого контура позволила свести к минимуму разветвленность контура и избежать применения трубопроводов большого диаметра;
низкая удельная энергонапряженность активной зоны способствует повышению надежности охлаждения активной зоны и снижению уровня аварийных последствий;
обеспечение сохранения активной зоны под водой при разгерметизации основного корпуса реактора и локализации радиоактивных продуктов вследствие использования двойного корпуса реактора; высокая степень защищенности реактора от аварий обеспечивается применением трехиетлевой схемы системы теплоотвода, при которой возможен отвод остаточного энерговыделения даже при выходе из строя двух петель из трех, и ряда других схемных и компоновочных решений.

Основные характеристики АСТ-500 в сравнении с шведско-финским проектом ACT Secure и французской ACT Thermos приведены в таблице ниже. Первый и промежуточный контуры АСТ-500 содержат также системы очистки и подпитки теплоносителя, системы газовой компенсации и байпас аварийного отвода тепла. При рабочем давлении теплоносителя первого контура 1,6 МПа обеспечивается полная компенсация утечки теплоносителя через разрыв трубопровода диаметром 100 мм, при этом динамические параметры РУ отклоняются незначительно. Спринклерные установки легко справляются с конденсацией образовавшегося из вытекающего теплоносителя пара, не давая повышаться давлению в помещениях ACT.

Принятые конструкционные и схемные решения позволили обеспечить уровень безопасности реактора, допускающий размещение ACT в непосредственной близости от крупных городов.

Таким образом, с позиций теории надежности и теории систем рассмотренные ЯЭУ имеют следующие свойства:

1. Уникальность, малосерийность и крупносерийность элементов. Хотя различные типы элементов ЯЭУ имеют свои характерные особенности, однако достаточно отчетливо просматриваются общие закономерности. Все многообразие элементов ЯЭУ с точки зрения анализа их надежности целесообразно разделить (несмотря на всю условность любой классификации) на три класса: уникальные элементы, малосерийные и элементы массового изготовления.К первому классу следует отнести такое оборудование, как корпус реактора, активная зона в целом, системы управления, системы обеспечения безопасности ЯЭУ. Малосерийным оборудованием ЯЭУ можно считать ГЦН. теплообменники, парогенераторы, сепараторы, трубопроводы большого диаметра. К элементам ЯЭУ массового изготовления относятся твэлы и ТВС, топливные каналы, запорно-регулирующая аппаратура, трубки парогенераторов, узлы и блоки системы управления.

2. Восстанавливаемость и плановая профилактика ЯЭУ. Во-первых, ряд элементов при появлении отказов заменяются новыми, т.е. являются невосстанавливаемыми. К восстанавливаемым элементам следует отнести уникальное и малосерийное оборудование, а к невосстанавливаемым — элементы массового изготовления. Во-вторых, оборудование ЯЭУ, как правило, имеет плановую профилактику.

3. ЯЭУ — сложная система. Анализ конструкционных схем современных ЯЭУ показывает, что ЯЭУ — как объект исследования надежности — представляет собой сложные последовательнопараллельные структуры. С точки зрения теории систем необходимо определить, является ли ЯЭУ «простой» или «сложной» системой. Ответ на этот вопрос кардинально изменяет методологию исследования надежности ЯЭУ.

Под системой в теории надежности понимается совокупность элементов (или подсистем), объединенных конструкционно или функционально в соответствии с заданным алгоритмом взаимодействия при выполнении определенной задачи в процессе применения по назначению. В теории систем считается, что система является сложной, если она состоит из большого числа взаимосвязанных и взаимодействующих между собой элементов (подсистем) и способна выполнять сложную функцию. Деление систем на простые и сложные возникло из-за появления систем, имеющих в своем составе совокупность подсистем с наличием функциональной избыточности.

Простая система может находится только в двух состояниях: состоянии работоспособности (исправном) и состоянии отказа. При отказе элемента простая система либо полностью прекращает выполнение своей функции, либо продолжает ее выполнение в полном объеме, если отказавший элемент резервирован. Сложная система при отказе отдельных элементов и даже целых подсистем не всегда теряет работоспособность, зачастую только снижается ее эффективность. Это свойство сложных систем обусловлено их функциональной избыточностью и, в свою очередь, затрудняет формулировку понятия «отказ» системы. Отказ сложной системы целесообразно определять как событие, обусловленное выходом характеристик эффективности за установленный допустимый предел. Величину этого предела обычно связывают с частичным или полным невыполнением системой своих функций.

4. Функциональная избыточность ЯЭУ обеспечивается различными конструкционными мерами. Корпусные реакторы ВВЭР, ВР и ВТГР имеют петлевую схему. Отказы элементов одной петли могут не приводить к остановке ЯЭУ. Выключение отдельных петель приводит лишь к снижению мощности реакторной установки, т.е. ЯЭУ в этом случае может функционировать, но с меньшей эффективностью. Корпусы реакторов ЯЭУ выполняются с большими запасами прочности, т.е. они тоже фактически функционально избыточны. При отдельных отказах твэлов активная зона реакторов ВВЭР и БР может сохранять работоспособность, если изменение радиационной обстановки на ЯЭУ не приводит к нарушению соответствующих требований и норм.

По сравнению с корпусными канальные реакторы РБМК имеют еще большую функциональную избыточность. Наличие нескольких сотен и даже тысяч отдельных топливных каналов (на РБМК-1000 их насчитывается около 1650) с контролем ряда параметров в каждом из них, возможность индивидуальной перегрузки ТВС без остановки реактора свидетельствует о высокой степени функциональной и структурной избыточности энергоблоков АЭС с реакторами канального типа.

Кроме структурного и функционального резервирования в элементах оборудования ЯЭУ используются и другие виды избыточности: временная, информационная, алгоритмическая, программная.

5. Широкий спектр конструкционных элементов и разнообразие отказов оборудования ЯЭУ. Большое число механических, гидравлических, электротехнических, электронных и других систем ЯЭУ и, как следствие этого, разнообразие отказов (по характеру, экономическим потерям, влиянию на персонал и окружающую среду) под воздействием комплекса эксплуатационных нагрузок (силовых, тепловых, радиационных, электромагнитных и т.д.) существенно усложняют процессы диагностирования и анализ надежности оборудования энергоблоков АЭС.

6. Большое число точек контроля и объектов управления ЯЭУ. Это привело к использованию на АЭС сложных автоматических и автоматизированных систем контроля и управления (САУ и АСУ), что, в свою очередь, обусловило появление проблемы обеспечения надежности самих САУ и АСУ.

7. Наличие человека в контуре управления ЭБ АС. Попытки компенсировать недостаточную надежность оборудования ЯЭУ за счет повышения глубины контроля работоспособности технологических систем и диагностики предаварийных состояний привели к необходимости обработки огромных массивов информации. Так, на современных энергоблоках АЭС электрической мощностью 1000 МВт только в АСУ ТП обрабатывается до 20 000 и более аналоговых и дискретных сигналов. Возможности человека-оператора (как основного звена в контуре управления ЭБ АС) находятся в явном противоречии с теми необходимыми для управления ЭБ объемами даже тщательно отобранной информации. При появлении аномальных ситуаций на ЭБ оперативное распознавание последовательности и причин срабатывания автоматики, учитывая современный уровень технических средств и психофизиологические характеристики человека, без применения специальных систем практически невозможно.

90 брендов вилочных погрузчиков с доставкой по России для работы на складах, в том числе промышленных предприятий.