«ОДЕССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ Учебное пособие для студентов специальности 8.090502 Атомная энергетика Одесса ОНПУ 2010 Министерство образования и науки Украины ОДЕССКИЙ ...»

Инженерно-геологические изыскания проводятся в два этапа. На первом этапе собираются материалы по ранее проведенным изысканиям в рассматриваемом районе, и определяется степень изученности предполагаемого места строительства. На втором этапе в случае необходимости проводятся специальные инженерно-геологические изыскания с бурением скважин и отбором грунтов, а также рекогносцировочное теологическое обследование площадки. По результатам камеральной обработки собранных данных и дополнительных изысканий должна быть получена инженерно-геологическая характеристика района строительства, определяющая: рельеф и геоморфологию территории; стратиграфию, мощность и литологический состав коренных и четвертичных отложений, распространенных в районе до глубины 50—100 м; количество, характер, отметку залегания и условия распространения отдельных водоносных горизонтов в пределах общей глубины (для первого от поверхности горизонта обязательно должна быть приведена годовая амплитуда колебаний уровня); характер и интенсивность физикогеологических процессов и явлений (оползней, карста, размывов, заболоченности, развития оврагов и т. д.).

При проведении инженерно-геологических изысканий на стадии выбора площадки собираются сведения о наличии местных строительных материалов — разрабатываемых карьерах и месторождениях камня, песка, гравия и других строительных материалов.

В этот же период определяются возможности использования подземных вод для технологического и хозяйственно-питьевого водоснабжения.

Картографические материалы и планово-высотную геодезическую основу площадки получают в результате топографо-геодезических изысканий. На первом этапе этих изысканий производят сбор и анализ имеющегося картографического материала по предполагаемому участку строительства АЭС. На основании этого анализа намечаются контуры площадки АЭС, составляются профили поперечного сечения долины реки, водоема, намечаются места примыкания подъездных путей к существующим железным и автомобильным дорогам, определяются возможные трассы линий электропередачи.

Для определения санитарно-защитной зоны собираются данные о населенных пунктах и постройках в районе строительства АЭС с указанием числа жителей, количества домов и видов построек, а также о площадях, возделываемых земель с указанием вида культур и о площадях лесных массивов. Определяются расстояния до ближайших крупных населенных пунктов.

Для оценки обшей ситуации района строительства пользуются картами масштаба 1:100 000, 1:50 000, для более детального анализа на стадии выбора площадки необходимы карты, масштаб которых не мельче 1:25000 или 1: 000 с горизонталями через 2—5 м. При отсутствии карт масштаба 1:25 000 и крупнее производится съемка площадки и изображается в масштабе 1: с сечением высоты рельефа горизонталями через 5 м.

При выборе площадки АЭС для оценки водных ресурсов, выбора источника водоснабжения и участка реки, пригодного для осуществления водозабора, и предварительной наметки схемы водоснабжения проводятся гидрологические изыскания.

На первом этапе работ собирают и анализируют все имеющиеся литературные материалы, данные наблюдений стационарной гидрометеорологической сети, данные о водохозяйственном использовании реки и режиме работы существующих гидротехнических сооружений. На втором этапе работ, после анализа собранных материалов, определяется программа инженерно-гидрологического обследования, в результате которого получают недостающую информацию. В результате гидрологических изысканий получают характеристику водотока, которая содержит следующие данные: характерные уровни воды (максимальные, минимальные и т. д.) и сведения о ледовых режимах; кривую расхода воды; годовой итог: нормы, изменчивость, расходы воды различной обеспеченности, сезонное (месячное) распределение стока в характерные по водности годы; минимальный сток; максимальные (расчетные) расходы воды; химический состав воды, загрязненность и другие сведения о качестве воды.

Метеорологические характеристики районов строительства на стадии выбора площадки устанавливаются по данным существующих метеопостов и официальным климатическим справочникам.

При выборе площадки АЭС особое внимание должно быть обращено на определение сейсмичности и тщательное изучение сейсмической активности предполагаемого района строительства АЭС и микросейсмичности участка, непосредственно отводимого для размещения электростанции. Для выбора места строительства, атомных электростанций это особенно важно, так как в районах с сейсмичностью выше 9 баллов атомные электростанции пока не строятся.

Требования по сейсмостойкости, предъявляемые к сооружениям и оборудованию атомных электростанций, гораздо жестче, чем для обычных ответственных промышленных сооружений.

Сейсмическая активность района строительства атомных электростанций учитывается, начиная с 4 баллов по шкале Меркали Канкани, которая легла в основу системы оценки активности землетрясений в нашей стране.

Необходимость учитывать землетрясения, начиная с 4, а не с 6 баллов, как этого требуют СНиП II-7-81(1995, с изм. 4 1997) «Строительство в сейсмических районах» для обычных сооружений, вызвана повышенными требованиями к сохранности оборудования и трубопроводов радиоактивного контура АЭС и систем, обеспечивающих радиационную безопасность электростанции.

При определении расчетной сейсмичности участка для строительства АЭС следует иметь в виду, что сейсмичность района, приведенная на картах сейсмического районирования, установлена для участков со средними грунтовыми условиями — песчано-глинистых грунтов с низким уровнем грунтовых вод.

Для конкретного участка строительства необходимо уточнить сейсмичность в соответствии с реальными грунтовыми условиями по материалам инженерно-геологических и гидрологических изысканий. Гравийный, песчаные и глинистые (макропористые) грунты, насыщенные водой, а также пластичные и текучие глинистые грунты неблагоприятны для строительства в сейсмических условиях и расчетная сейсмическая балльность для них должна быть увеличена.

Расчет сооружений и оборудования АЭС ведется на максимально возможную прогнозируемую сейсмическую активность в данном районе. В практике расчетов сооружений АЭС на сейсмические воздействия в Японии и США ускорения при максимально возможных землетрясениях принимаются вдвое большими, чем при максимально зафиксированных землетрясениях, т. е. для особо ответственных сооружений АЭС расчетные ускорения увеличиваются вдвое по сравнению с принятыми расчетными усилиями от сейсмических воздействий для обычных зданий данного района.

В проектах, выполненных проектными организациями бывшего СССР, для расчетов на сейсмические воздействия сооружений, в которых располагаются системы, обеспечивающие радиационную безопасность АЭС, принято учитывать возможную сейсмичность района с вероятностью один раз в 000 лет.

Важность правильной оценки расчетных усилий от землетрясений для всех без исключения элементов электростанции объясняется тем, что землетрясение воздействует одновременно на все системы и сооружения, обеспечивающие безопасность АЭС, и в случае выхода из строя хотя бы одного ответственного звена из этой сложной и дорогостоящей цепи безопасность АЭС может быть нарушена.

При проектировании АЭС следует также руководствоваться рядом нормативных документов, о некоторых из них уже упоминалось ранее, а именно:

– Нормы и правила по ядерной и радиационной безопасности. Общие положения обеспечения безопасности атомных станций. НП 306.1.02/1.034- (ОПБ-2000);

– Техническая эксплуатация электрических станций и сетей. Правила.

ГКД 34.20.507-2003 (ПТЭ);

– Основные санитарные правила обеспечения радиационной безопасности Украины. ДСП 6-177-2005-09-02;

– СНиП II-89-80 (с поправками 1994 г.) Генеральные планы промышленных предприятий;

– СНиП 2.02.01-83 (1995) Основания зданий и сооружений;

– СНиП 2.02.03-85 (1995) Свайные фундаменты;

– СНиП 2.02.02-85 Основания гидротехнических сооружений;

– СНиП 2.01.15-90 Инженерная защита территорий зданий и сооружений от опасных геологических процессов. Основные положения проектирования;

– СНиП 2.01.14-83 (1985) Определение расчетных гидрологических характеристик;

– СНиП 2.04.02-84 (с изм. 1 1986, попр. 2000) Водоснабжение. Наружные сети и сооружения;

– СНиП 2.04.03-85 (с изм. 1986) Канализация. Наружные сети и сооружения;

– СНиП 2.04.05-91 (2000) Отопление, вентиляция и кондиционирование;

– СНиП 2.04.07-86 (2000) Тепловые сети;

– СНиП 2.01.02-85 (1991) Противопожарные нормы (частично отменен с вводом СНиП 21-01-97);

– СНиП 2.04.09-84 (с изм. 1 1997) Пожарная автоматика зданий и сооружений;

– СНиП 1.02.07-87 Инженерные изыскания для строительства;

– СНиП II-39-76 Железные дороги колеи 1520 мм;

При проектировании АЭС, равно как и других крупных промышленных предприятий, выполняются ситуационные планы строительства, схемы генеральных планов и генеральные планы промышленной площадки АЭС.

Для того чтобы получить общее представление о месте строительства электростанции, составляется ситуационный план (рис.12.1), обычно в масштабе 1:10 000, на котором показывается расположение промышленной площадки, строительной базы, жилого поселка и других комплексов сооружений. На ситуационном плане изображаются подсоединения автомобильных и железных дорог к государственным магистралям, а также наносятся границы санитарной зоны.

На ранних стадиях проектирования – в технико-экономическом обосновании и при выборе площадки строительства – для получения представления о составе сооружений АЭС и их взаимной увязке на площадке строительства, составляется схема генерального плана, на который без плановой и высотной привязки даются основные сооружения АЭС и их предполагаемое расположение. Схемы генпланов выполняются и на более поздних стадиях проектирования, на стадии технического и рабочего проекта, как иллюстративный, демонстрационный материал. Примеры, схем генеральных планов некоторых объектов приведены на рис. 12.2, 12.3.

Генеральный план, разрабатываемый на стадии технического проекта, определяет конкретное размещение, на промышленной площадке зданий и сооружений АЭС в плане с указанием их размеров и по высоте. На генеральном плане все сооружения электростанции привязываются к строительной сетке (рис. 12.4), т. е. указываются координаты каждого из них. Строительная сетка представляет собой условную ортогональную систему линий, образующих квадраты с шагом, как правило, 100 м. Строительная сетка обычно маркируется по горизонтали буквой Б и по вертикали буквой А.

Чертежи генерального плана выполняются в основном в масштабе 1:

1000. На них показывается:

координатная сетка в строительной системе координат;

топографическая подоснова на участках, где не предусматривается организация рельефа планировкой;

реперы, шурфы, буровые скважины и опорные знаки строительной сетки;

элементы планировочного рельефа и водоотвода (откосы, подпорные стенки, лестницы, канавы, дождеприемники и т. п.);

здания и сооружения, в том числе коммуникационные сооружения (туннели, эстакады, галереи), производственные и складские площадки;

автомобильные дороги и площадки с дорожными покрытиями, проезды по спланированной территории;

железнодорожные пути, пути перекатки трансформаторов, подкрановые пути;

открытые каналы техводоснабжения;

выходы линий электропередачи;

ограждение территории промышленной площадки и участков отдельных объектов.

При проектировании генеральных планов необходимо учитывать возможность развития атомной электростанции до конечной мощности, для чего предусматривать площади для последующего расширения АЭС и, исходя из этого условия, располагать отдельные объекты электростанции в плане.

Обычно придерживаются правила – не застраивать вспомогательными сооружениями территорию со стороны возможного расширения главного корпуса.

Большое значение при составлении генерального плана имеет правильный выбор трассировки железных и автомобильных дорог на территории промышленной площадки и рациональное их подсоединение к путям общего пользования. Необходимо, чтобы каждое здание имело удобные подъезды и подходы и в то же время площади, занимаемые железными и автомобильными дорогами, были минимальными. Особенно тщательно должны разрабатываться трассы железных дорог, так как нормы МПС по допустимым уклонам и радиусам приводят к большим осложнениям при проектировании генеральных планов.

Генеральные планы должны разрабатываться в соответствии с требованиями строительных норм и правил, санитарных норм по проектированию атомных электростанций и норм технологического проектирования атомных электростанций.

Всемерное сокращение отчуждаемой под строительство АЭС земли — основная задача при проектировании. Анализ площади отчуждаемых земель на действующих и строящихся атомных электростанциях показывает, что наибольшая доля приходится на пруды-охладители (если принято водоснабжение такого типа), затем на жилой поселок, строительно-монтажную базу и на промышленную площадку АЭС.

Наилучшие показатели по генеральному плану достигаются при проектировании АЭС сразу на полную мощность при компактном размещении сооружений на местности, максимальной блокировке зданий и сооружений АЭС и сокращении вспомогательных сооружений за счет использования сторонних услуг, централизованного снабжения необходимыми для эксплуатации компонентами: кислородом, ацетиленом и т: д.

Объем земляных работ, выполняемых при планировке территории промышленной площадки АЭС и организации подъездных путей, должен быть минимальным. Если уклон естественного рельефа площадки строительства превышает 0,03, обычно принимают террасную планировку территории электростанции. Такая планировка рекомендуется и при расположении АЭС на скальных грунтах для сокращения дорогостоящих работ по перемещению скальных пород. Экономичность террасной планировки оценивается по всему комплексу работ сооружения электростанции с учетом, в случае необходимости, возможных изменений расходов на ее эксплуатацию.

1 — главный корпус; 2 — вентиляционная труба; 3 —открытая установка трансформаторов; 4 — ОРУ 220 кВ; 5 —ОРУ 500. кВ; « — спецкорпус; 7 — дизель-генераторная станция: S — хранилища жидких н твердых отходов; 9 — градирни; 70 — насосные станции технического водоснабжения; И — подводящий канал; 12 — сбросной канал; 13 — хнмводо-очистха; 14 — наслохозяйство: И — мазутохозяйство; /« — инженерно-бытовой корпус; П — азотно-кислородная станция; 18 — столовая; 19 — мастерские; 20 — складское хозяйство) и — пусковая котельная; 22 — ацетиленогенераторная станция; 23 — служебный корпус;I — первый и второй энергоблоки; II — третий и четвертый энергоблоки АЭС; III — пятый энергоблок АЭС; IV — река; V — водохранилище.

Размещение строительной базы показывается на ситуационном плане района строительства АЭС. В составе технического проекта разрабатывается стройгенплан, на котором показываются размещения монтажных площадок, производственно-вспомогательных и бытовых зданий стройбазы, коммуникационных связей и пр.

Набор временных сооружений, которые должны быть построены, определяют с учетом возможности использования постоянных зданий вспомогательных служб АЭС в период строительства.

В комплекс атомной электростанции входят здания и сооружения основного производственного назначения и подсобно-производственные и вспомогательные здания и сооружения.

К зданиям и сооружениям основного производственного назначения относятся:

реакторное отделение, в котором располагаются реакторная установка, обслуживающие ее системы;

машинный зал, в котором размещаются турбогенераторная установка, системы подогревателей высокого и низкого давления, деаэраторы и т. д.;

этажерки электроустройств со щитами управления, помещениями кабельных распределительных устройств и т. д.;

спецкорпус, который включает системы специальной очистки радиоактивного контура и хранилища жидких и твердых радиоактивных отходов;

дизель-генераторная, где смонтированы установки надежного электропитания — дизельгенераторы;

гидротехнические сооружения, обеспечивающие снабжение АЭС водой: насосные, градирни, каналы и т. п.

Рис. 12.3. Схема генерального плана АЭС с напорным бассейном 1 — главный корпус; 2 — вентиляционная труба; 3 — открытая установка трансформаторов; 4 — административно-бытовой корпус н столовая; 5 — башня ревизии трансформаторов; 6 — маслохозяйство; 7 — насосная станция технического водоснабжения; 8 — подводящий канал; 9 — напорный бассейн; 10 — водозаборные сооружения; 11 — сбросной канал; 12 — объединенный вспомогательный корпус; 13 — дизель-генераторная станция; 14 — компрессорная; 15—азртнокислородная станция; 16 — хранилище жидких отходов; /7 —емкости сбросных вод; IS — хранилище твердых отходов; 19 — камеры выдержка газов (УПАК); 20 — корпус переработки сбросных вод; 2/ —гараж и мойка транспортных схем; 22 — склад химреагентов; 23 — ресиверы водорода;

24—склад, свежего топлива; 25 — ацетилено-генераторная станция; 26 — склад дизельного топлива; 27 — склад графита; 28 — открытая площадка с козловыми кранами.

К подсобно-производственным и вспомогательным зданиям и сооружениям относятся:

санитарно-бытовой корпус, в котором размещаются санитарнобытовые службы со спецпрачечной;

ацетилено-генераторная;

электролизная;

азотно-кислородная;

материальный склад и т. п.;

помещения административных служб.

Сооружения атомной электростанции необходимо размещать исходя из технологический связи вспомогательных служб с основным производством, максимально сближать эти службы, соблюдать в то же время санитарные, противопожарные и другие нормы, устанавливающие минимально допустимые разрывы между зданиями различных производств.

Для сокращения площади застройки и протяженности инженерных коммуникаций должна производиться максимальная блокировка зданий и сооружений в зависимости от функционального назначения.

Состав гидротехнических сооружений определяется выбранной системой технического водоснабжения. Пропускная способность сооружений технического водоснабжения обычно принимается на полную мощность электростанции с учетом ее возможного расширения.

В качестве примера можно рассмотреть техническое водоснабжение Нововоронежской АЭС, на которой были использованы различные системы охлаждения воды. Следует отметить, что Нововоронежская АЭС явилась своеобразным полигоном для промышленного испытания головных энергетических блоков с реакторами ВВЭР. Практически на площадке Нововоронежской АЭС сооружены три электростанции с разными зданиями главных корпусов.

На первых двух энергоблоках общей мощностью 560 МВт, в которых было установлено 8 турбоагрегатов К-70-29, использовалась прямоточная система водоснабжения. Из Дона насосами, установленными на береговой насосной станции, вода подавалась к конденсаторам турбин по напорным циркуляционным водоводам. Из конденсаторов турбин теплая вода самотеком по закрытому на территории электростанции сбросному железобетонному каналу сбрасывалась вниз по течению в реку (рис.12.2).

На третьем и четвертом энергоблоках с двумя реакторами ВВЭР-440 и четырьмя турбоагрегатами К-220-44 используется оборотная система водоснабжения с градирнями. Всего на два энергоблока установлено семь градирен.

Охлажденная в градирнях вода по открытому каналу направляется к циркуляционной насосной станции, из которой подается в конденсаторы турбин. Теплая вода из конденсаторов турбин поднимается в башенные градирни. Стекая вниз по шиферным оросителям, теплая вода охлаждается и попадает самотеком по открытому каналу к циркуляционной насосной. Получается замкнутый контур оборотной системы охлаждения: градирни, канал, циркуляционные насосы, конденсаторы турбин, градирни.

Из-за огромных расходов воды, необходимых для охлаждения турбин, размеры всех сооружений системы технического водоснабжения значительны: гиперболические башни градирен имеют высоту 90 и диаметр внизу 90 м, подводящий канал выполнен глубиной 5 и шириной вверху 30 м, для напорных циркуляционных водоводов использованы металлические трубы диаметром до 3 м.

Для пятого, энергоблока Нововоронежской АЭС мощностью 1000 МВт с двумя турбоагрегатами К-1000-60 принята оборотная система технического водоснабжения с прудом-охладителем. Пруд-охладитель организован путем сооружения земляных дамб в пойме Дона. Чтобы не допустить попадания теплой воды из сбросного канала непосредственно в водозабор насосной станции, в водохранилище сооружена разделительная земляная дамба, которая удлиняет путь теплой воды и обеспечивает ее смешивание с холодной водой, вовлекая в активное охлаждение всю воду водохранилища.

12.2. ВОПРОСЫ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

Существуют понятия общей и относительной экономической эффективности АЭС. Общая экономическая эффективность отражает экономичность работы рассматриваемой электростанции, а относительная эффективность позволяет сравнить экономическую эффективность капиталовложений в строительство данной АЭС с другими электростанциями или другими вариантами сооружения той же АЭС.

Общую экономическую эффективность электростанции характеризуют, прибыль, рентабельность и срок окупаемости капиталовложений.

Годовая прибыль П электростанции определяется разностью стоимости годового отпуска электроэнергии в оптовых ценах Ц и себестоимости годовой выработки электроэнергии С:

Рентабельность производственных фондов электростанции Р определяется отношением годовой прибыли П к сумме основных и оборотных фондов электростанции Ф:

Основные фонды электростанции – это капиталовложения в ее строительство без стоимости подъездных автомобильных и железных дорог, объектов непроизводственного назначения (профтехучилище, базы ОРС, соцкультбыт и т.д.), возвратных сумм и др.

Основную долю оборотных фондов составляет стоимость топлива на складе.

Ориентировочно для оценки экономической эффективности АЭС на стадии предпроектных проработок (ТЭО) стоимость основных и оборотных фондов можно принять равной 125–130% капиталовложений.

Срок окупаемости капиталовложений в строительство АЭС определяется как отношение суммарных капиталовложений К к объему годовой прибыли П:

Относительная экономическая эффективность капиталовложений в строительство атомных электростанций определяется либо минимумом приведенных затрат (если сравниваемые варианты обеспечивают выдачу потребителям равного количества и одинакового качества продукции), либо минимумом удельных затрат на единицу продукции, при оптимальных режимах работы рассматриваемых объектов.

Важнейшими экономическими показателями для выявления сравнительной экономической эффективности АЭС являются капитальные и эксплуатационные затраты.

В капитальные затраты входят затраты на проектирование АЭС, освоение площадки, строительство зданий и сооружений, стоимость оборудования и его монтажа и стоимость пусконаладочных работ В составе суммарных капиталовложений по рассматриваемому варианту строительства АЭС следует учитывать также затраты, которые определяются размером ущерба, причиняемого народному хозяйству изъятием земель. Эти затраты исчисляются на основании материалов областных сельскохозяйственных органов и равны стоимости валовой продукции растениеводства, получаемой с отводимой под строительство площади.

В капиталовложения на сооружение атомной электростанции включаются также затраты на строительство железных и автомобильных дорог до узловых станций примыкания, строительство сопутствующих объектов и т. д. Практически капиталовложения – это сумма всех затрат, необходимых для пуска атомной электростанции в действие. После того как атомная электростанция начала выдавать в сеть электроэнергию, экономическая эффективность ее работы определяется эксплуатационными затратами и соответственно себестоимостью 1 кВт-ч отпущенной электроэнергии.

В эксплуатационные затраты входят затраты на ядерное топливо, содержание эксплуатационного персонала, ремонтные работы, амортизационные отчисления и другие затраты, вызванные конкретными условиями эксплуатации АЭС.

Количество вырабатываемой АЭС электроэнергии должно определяться с учетом расходов электроэнергии на собственные нужды электростанции.

Поэтому вырабатываемая электроэнергия характеризуется выработкой брутто Qб, а количество электроэнергии, отпускаемой электростанцией потребителям, характеризуется выработкой нетто Qн.

При выборе места строительства АЭС, исходя из наибольшей экономичности, необходимо оценить относительную экономическую эффективность рассматриваемых вариантов размещения АЭС, определив капитальные и эксплуатационные затраты по каждому из них в зависимости от конкретных условий.

Для того чтобы, имея капитальные и эксплуатационные затраты по разным вариантам строительства АЭС, оценить ее экономическую эффективность, вводится понятие приведенных затрат. Это необходимо, так как капитальные затраты и эксплуатационные расходы могут быть различными для разных вариантов не только по абсолютному значению, но и по их доле в общей сумме затрат. Например, при расположении АЭС на более высоких отметках берега реки основанием ее сооружений будут являться грунты большей несущей способности, а фундаменты будут устанавливаться выше уровня грунтовых вод. В этих условиях нет необходимости укреплять основания и снижать уровень грунтовых вод, в связи с чем снижаются капитальные затраты. Но при таком расположении электростанция удаляется от источника водоснабжения и возрастают затраты на работу насосов, которые должны обеспечить подачу воды для охлаждения конденсатора турбины на большую высоту. Вследствие этого увеличиваются эксплуатационные издержки и соответственно себестоимость каждого выработанного 1 кВт.ч. Таким образом, в рассматриваемом варианте капитальные затраты снижаются, а эксплуатационные издержки увеличиваются. Экономическая эффективность вариантов, определяемая суммой факторов, в этом случае оценивается по приведенным затратам ПЗ по формуле где Ин — годовые издержки производства в год нормальной эксплуатации; К – суммарные капиталовложения в строительство АЭС; Ен – отраслевой нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

Для энергетики коэффициент эффективности установлен 0,12, следовательно, Одним из важных показателей экономической эффективности является себестоимость 1 кВт.ч отпущенной электроэнергии, которая зависит от количества вырабатываемой АЭС электроэнергии и эксплуатационных ежегодных затрат и рассчитывается по формуле где Ит – годовые затраты на топливо; Иэ – годовые эксплуатационные расходы; Nэ– установленная электрическая мощность электростанции; 8760 – расчетное число часов в году; j – коэффициент использования установленной мощности (КИУМ). Ориентировочно для АЭС j = 0,75, что соответствует 6500 ч работы АЭС на установленной мощности; kc.н – коэффициент, учитывающий расход электроэнергии на собственные нужды:

Расход электроэнергии Эс.н. на собственные нужды при предварительных расчетах может приниматься равным 6 –7%. Тогда Рассмотрим эксплуатационные расходы на атомной электростанции на следующем примере. Для АЭС, у которой себестоимость 1 кВт.ч С = коп/(кВт.ч), установленная мощность Nэ= 1000 МВт, число часов использования Тисп = 6500 и расход электроэнергии на собственные нужды Эс.н.=7%, годовые эксплуатационные затраты при нормальной эксплуатации составляют:

Удельные капиталовложения куд, или стоимость 1 кВт установленной мощности, характеризуют эффективность капиталовложений К при строительстве электростанции и равны отношению капиталовложений к установленной мощности электростанции:

Стоимость 1 кВт установленной мощности с ее ростом уменьшается.

При этом на атомных электростанциях стоимость 1 кВт установленной мощности сокращается более значительно, чем на обычных тепловых электростанциях, так как в капитальных затратах на строительство АЭС большую долю составляют затраты на обеспечение безопасности АЭС, которые мало изменяются при изменении мощности электростанции.

На удельные капиталовложения, естественно, влияют местные условия.

Стоимость 1 кВт возрастает в районах с повышенной сейсмичностью, в труднодоступных районах и при неблагоприятных грунтовых условиях и особенно при неблагоприятных условиях технического водоснабжения.

Приведенные затраты можно определять по удельным показателям по формуле (без учета фактора времени строительства) где kуд — стоимость 1 кВт установленной мощности; С — себестоимость кВт электроэнергии; Тисп— число часов работы электростанции на установленной мощности за год.

При сравнении вариантов размещения АЭС часто необходимо оценить экономическую эффективность внедрения отдельных технических мероприятий при сохранении прочих решений. В этих случаях определяется изменение приведенных затрат по переменной составляющей и соответственно экономическая эффективность варианта или целесообразность применения того или иного мероприятия.

При анализе экономической эффективности размещения электростанции в том или другом районе используется метод оценки экономической эффективности по замещающей мощности. Принципы этого метода следующие. Каждый из сравниваемых вариантов должен обеспечивать условие энергетической сопоставимости, т. е. одинаковый годовой отпуск электроэнергии потребителям, равную полезную мощность, выдаваемую потребителям, одинаковую степень надежности энергоснабжения, создание идентичных условий радиационной безопасности и санитарно-гигиенических условий труда и быта работников АЭС.

Уравнивание всех вариантов производится по одному, имеющему наибольший полезный отпуск мощности и энергии, путем учета затрат на дополнительную мощность и энергию от условно сооружаемой, в энергосистеме электростанции для покрытия разницы в сравниваемых вариантах.

Располагая одну и ту же АЭС на сравниваемых площадках, в зависимости от конкретных условий определяем разные потери мощности в линиях электропередачи Nвл; на собственные нужды электростанции Nсн; за счет разного вакуума в конденсаторах турбины Nвак, и т.д.

С учетом этих факторов для разных вариантов размещения АЭС определяется выдаваемая в систему мощность. Для оценки экономической эффективности при уравнении вариантов учитываются дополнительные капитальные и эксплуатационные затраты на выдачу в энергосистему дополнительной мощности и отпуск дополнительной электроэнергии. Затраты на отпуск электроэнергии определяются для каждого варианта с учетом затрат на отпуск электроэнергии из энергосистемы от замещающей мощности, а также в случае необходимости затраты, на дополнительный отпуск электроэнергии из энергосистемы. Такая необходимость может возникнуть в результате того, что уравнивание вариантов по мощности производится по осенне-зимнему максимуму.

Таким образом, по этой методике в вариантах размещения АЭС, обеспечивающих относительно меньшую выдаваемую мощность и относительно меньший отпуск электроэнергии, приведенные затраты увеличиваются.

Рассмотрим ход сравнения вариантов размещения одной и той же атомной электростанции в разных районах.

1. Из условия энергетической сопоставимости определяется разница в выдаваемой мощности и отпускаемой электроэнергии по каждому варианту. При этом учитываются разные потери мощности на обеспечение собственных нужд электростанции, в линиях электропередачи, за счет разного вакуума в конденсаторах, зависящего от источника водоснабжения. Суммарные потери мощности 2. Определяется вариант, имеющий наибольшую полезную мощность, т. е. минимальные потери мощности.

Для остальных вариантов находится замещающая мощность энергосистемы Nзам как разность потерь мощности в рассматриваемом варианте и в варианте с минимальными потерями:

3. Определяется годовой отпуск электроэнергии потребителям при разных вариантах размещения АЭС с учетом потерь электроэнергии на собственные нужды АЭС, в линиях электропередачи и снижения выработки за счет ухудшенного вакуума в конденсаторах:

4. Определяется отпуск электроэнергии от замещающей электростанции в энергосистеме:

5. Определяется по вариантам суммарный отпуск электроэнергии от АЭС и замещающей мощности в энергосистеме:

6. Вариант с наибольшим отпуском электроэнергии принимается за базу. Другие варианты уравниваются дополнительным количеством электроэнергии от существующих электростанций энергосистемы:

7. Затем определяются капиталовложения в каждый из рассматриваемых вариантов.

Капиталовложения на строительство АЭС делятся на капиталовложения постоянные К усл.пост и переменные Кпер. Постоянные капиталовложения определяются специальным расчетом в соответствии с конкретными физическими объемами работ по основным и вспомогательным сооружениям АЭС и не зависят от условий размещения электростанции.

Переменные капиталовложения состоят из затрат на:

подготовку территории промплощадки;

возмещение убытков землепользователей и потерь от производства;

техническое водоснабжение;

внешние инженерные коммуникации;

линий электропередачи для выдачи мощности с АЭС;

дорожное строительство, связанное с присоединением площадки АЭС к существующей сети дорог;

получение замещающей мощности (удельные капиталовложения принимаются в этом случае по аналогии с наиболее прогрессивной электростанцией энергосистемы);

жилищный поселок;

временные здания и сооружения.

В переменные затраты должны быть также включены расходы на устройство оснований сооружений АЭС – различные в зависимости от конкретных условий площадки.

Если варианты разнятся по условиям сейсмичности, возможности наводнений, ураганов, цунами и т. п., в связи с чем требуются дополнительные защитные мероприятия, затраты на них должны быть также учтены в. переменных капитальных затратах.

8. Эксплуатационные издержки каждого варианта определяют как сумму эксплуатационных годовых издержек, состоящих из:

затрат на эксплуатацию АЭС, в которые входят затраты на топливо, на содержание производственного персонала, амортизационные отчисления;

затрат на выдачу электроэнергии с АЭС, которые определяются затратами на содержание линий электропередачи и принимаются ориентировочно равными 2,6% капиталовложений в линии электропередачи;

издержек на электроэнергию от замещающей мощности, которые складываются из условно-постоянных издержек по замещающей мощности, определяемых в процентах от капиталовложений на замещающую мощность, и годовых издержек на топливо по замещающей мощности;

издержек на топливо при выдаче электроэнергии от существующих электростанций энергосистемы.

Таким образом, суммарные годовые эксплуатационные издержки по вариантам равны:

9. В соответствии с суммарными капиталовложениями и годовыми эксплуатационными издержками по вариантам определяются приведенные годовые затраты по формуле (5).

По минимальным приведенным затратам определяется преимущественный вариант.

Выше показан только принципиальный ход сравнения экономической эффективности разных вариантов сооружения АЭС. Реальные расчеты, связанные с конкретными условиями работы энергосистем, с вопросами развития топливодобывающей промышленности и другими вопросами, требуют специальных технико-экономических исследований.

12.3. ОБЪЕМНО-ПЛАНИРОВОЧНЫЕ РЕШЕНИЯ ЗДАНИЙ АЭС

12.3.1. ТРЕБОВАНИЯ К КОМПОНОВКАМ ПОМЕЩЕНИЙ Целью проектирования атомных электростанций является создание наиболее рационального (оптимального) проекта. Для этого необходимо выявить функциональные (технологические) факторы, определить их влияние на формообразование всех помещений и зданий АЭС, а также формализовать процесс проектирования с целью использования ЭВМ и современных математических методов.

Основные требования, которым должны отвечать здания АЭС:

удобство для выполнения основного технологического процесса, для которого они предназначены (функциональная целесообразность здания);

надежность при воздействии окружающей среды, прочность и долговечность (техническая целесообразность здания);

эстетичность (архитектурно-художественная целесообразность);

экономичность, но не в ущерб долговечности (экономическая целесообразность).

Компоновку АЭС создает коллектив npоектировщиков разных специальностей. Компоновка АЭС складывается из следующих процессов:

1. В задании на проектирование определяется тип и мощность АЭС, в соответствии с этим выбирается основное оборудование станции.

2. По заводским проработкам определяются габариты основного оборудования и в соответствии с модульным шагом для строительных конструкций определяются ячейки для его размещения в плане и по высоте.

3. Намечается состав сооружений на АЭС, и на генеральном плане производится ориентировочное размещение их.

4. Для каждого сооружения определяются службы, размещаемые в нем, связи между ними и намечаются ориентировочно габариты помещений для этих служб. Это наиболее ответственный период, так как принципиальное распределение объемов здания определяет эффективность компоновки. В этот период:

технологи размещают технологическое оборудование в соответствии с выбранной технологической схемой и намечают принципиальные компоновки реакторного отделения, машинного отделения и спецводоочистки;

электрики размещают электротехническое оборудование и аппаратуру и раскладывают кабели и принципиально компонуют этажерку электроустройств и намечают места кабельных потоков;

специалисты по контрольно-измерительным приборам и автоматизации процессов размещают аппаратуру КИП и организуют щитовые помещения в соответствии с принятыми принципами автоматизации, контроля и управления процессами;

специалисты по отоплению и вентиляции определяют габариты помещений и место их расположения для вентиляционного оборудования и кондиционеров;

специалисты по физическим расчетам намечают толщину стен между помещениями радиоактивного контура, обеспечивающую защиту персонала станции от радиоактивного излучения;

специалисты по строительным. конструкциям определяют расчетные схемы сооружений и габариты строительных конструкций и соответственно размеры помещений «в свету»;

архитекторы следят за соотношением объемов отдельных элементов зданий и комплекса зданий на площадке, определяют объемное решение сооружений атомной электростанции; определяют людские потоки в плане и по высоте в соответствии с делением на зоны и правилами пожарной безопасности.

Объемно-планировочное и конструктивное решение здания определяются в первую очередь технологическим процессом, для которого оно предназначено.

Форма здания зависит от формы оборудования, а также от технологических требований, связанных с необходимостью или возможностью доступа человека к отдельным узлам оборудования. При этом должна быть соблюдена единая модульная система (ЕМС) и унификация, принятые в строительстве.

Размеры здания зависят от объема, занимаемого оборудованием, пространства, необходимого для обслуживающего персонала, и объема, занимаемого биологической защитой; масса защиты будет в значительной мере влиять на конструктивное решение здания в целом.

Принцип компоновки зданий. В соответствии с основным функциональным назначением основной части помещений формируются здания или блоки зданий данного назначения. Например, комплекс помещений, обслуживающих реактор атомной электростанции, объединяется в реакторное отделение, комплекс помещений, обслуживающих турбины,— в машинный зал.

Основное здание современной атомной электростанции — это главный корпус, в котором сосредоточены службы, обеспечивающие выработку электроэнергии. Обычно главный корпус состоит из реакторного отделения и машинного зала, спецкорпуса и этажерки электроустройств.

В реакторном отделении монтируется оборудование, непосредственно связанное с работой реакторной установки, создающее необходимые условия для ее нормальной эксплуатации, обеспечивающее безопасность в аварийных ситуациях. В реакторном отделении энергетических блоков с реакторами ВВЭР, имеющих двухконтурную схему, размещается все оборудование первого контура, работающее с радиоактивным теплоносителем при высоком давлении.

В машинном зале размещается турбогенераторная установка, состоящая из турбины, генератора, конденсаторов с конденсатными насосами, регенеративных подогревателей высокого и низкого давлений, сепараторовпароперегревателей и быстродействующих редукционных устройств (БРУ) сброса пара в конденсаторы и в атмосферу. Если не обеспечивается полная деаэрация конденсата в конденсаторе турбины, в схеме второго контура используются деаэраторы, которые устанавливаются либо в машинном зале, либо в этажерке электроустройств. В этой же этажерке размещаются электротехнические устройства, помещения блочного щита, щитов систем управления защитой и спецводоочистки (СУЗ и СВО), помещение приточного вентцентра, кабельное хозяйство и другие службы. Машинный зал и реакторное отделение связаны главными паропроводами и трубопроводами питательной воды (для двухконтурных схем). От приборов щитов управления в щитовых помещениях проложены кабельные потоки к оборудованию реакторного отделения и машинного зала. К приборам щитов дозиметрии подходят кабельные потоки и потоки импульсных трубок от оборудования и помещений радиоактивного контура реакторного отделения.

Спецкорпус может быть решен либо в виде отдельного здания, либо как пристройка к машинному залу и реакторному отделению.

В здании спецкорпуса располагаются службы первого контура, которые могут быть вынесены за пределы герметичного объема. Это установки по очистке теплоносителя первого контура, мастерские для ремонта радиоактивного оборудования, склады свежего и отработанного топлива, хранилища радиоактивных отходов и другие службы, связанные с очисткой радиоактивного контура и хранением радиоактивных отходов.

В процессе компоновки сооружений АЭС необходимо обеспечить оптимальные условия монтажа, эксплуатации и ремонта оборудования в соответствии с требованиями норм и правил, а также разместить это оборудование и связи между ними в минимально возможных объемах.

Одним из важнейших технико-экономических показателей объемнопланировочных решений электростанции является удельная кубатура главного корпуса, определяемая объемом главного корпуса (м3), приходящемся на кВт установленной мощности АЭС. Чем меньше объем сооружений, тем выше эффективность компоновки, ниже капитальные затраты на сооружение атомной электростанции, дешевле 1 кВт установленной мощности и меньше доля капитальной составляющей в себестоимости 1 кВт.ч выработанной электростанцией электроэнергии.

Уменьшение объема помещений влечет за собой сокращение:

расхода материалов и средств на строительные конструкции, особенно в реакторном отделении, где объем массивных защитных железобетонных стен и перекрытий измеряется десятками тысяч кубических метров железобетона;

расходу облицовки и отделочных материалов, в том числе и дорогостоящих покрытий в помещениях радиоактивного контура;

расходов на вентиляцию помещений, что особенно важно для помещений радиоактивного контура, где требуются дорогостоящие фильтры для очистки воздуха и системы его охлаждения;

протяженности связей между отдельными группами оборудования на АЭС: трубопроводов высокого и низкого давлений из углеродистой и нержавеющей стали, остродефицитных контрольно-измерительных и силовых кабелей, импульсных трубок из нержавеющей стали для контрольноизмерительной аппаратуры.

Стремление сократить объемы помещений АЭС и повысить эффективность компоновки привело к максимальной блокировке сооружений.

Если первые АЭС компоновались по принципу: для каждого контура свое здание, то на современном этапе отчетливо выражена тенденция максимального приближения всех систем одна к другой и максимального блокирования в одном здании главного корпуса основных служб электростанции. В то же время при компоновке главных корпусов стремятся создать модульный блок, который можно было бы повторять без изменений для АЭС разной мощности. С этой целью в едином здании размещаются системы и службы, необходимые для работы одного энергетического блока, а общестанционные системы, которые зависят от количества обслуживаемых ими энергоблоков, выносятся в самостоятельные здания. Такой принцип компоновки позволяет создать типовой энергетический блок, в котором повторяются без изменений все системы оборудования и связи между ними.

Возможность использования общестанционных систем не для одного, а для двух или нескольких энергоблоков, естественно, снижает капитальные затраты на 1 кВт установленной мощности и эксплуатационные затраты на выработку электроэнергии. Поэтому оптимальным является вариант, когда с самого начала строительства АЭС определена ее конечная мощность, тип и количество энергетических блоков. Компоновочные решения главного корпуса в этом случае должны предусматривать использование общестанционных систем для наибольшего количества энергоблоков.

Для каждого энергетического блока определяется «пусковой комплекс», которым устанавливается необходимый набор сооружений и служб, обеспечивающих возможность пуска и нормальной эксплуатации данного энергоблока до полного окончания строительства всей электростанции.

Если намечается дальнейшее расширение АЭС, это необходимо учитывать при компоновке главного корпуса, предусматривая установку временных торцов и возможность связи между строящимся и будущими энергоблоками.

Компоновка сооружений АЭС должна отвечать созданию условий безопасной и удобной работы обслуживающего персонала в соответствии с требованиями строительных норм и правил, норм технологического проектирования, санитарных норм и правил, правил устройств электроустановок.

Санитарные требования к компоновке сооружений. Компоновка сооружений АЭС, связанных с эксплуатацией оборудования радиоактивного контура, должна исключить возможность вредного влияния радиоактивности на персонал, обслуживающий АЭС, окружающую среду и население, проживающее в районе размещения электростанции.

Компоновку помещений АЭС следует производить исходя из дифференцированного подхода к уровню облучения.

В связи с этим вся территория АЭС, помещения и объемы должны быть разделены на три зоны: контролируемую, санитарно-защитную и наблюдаемую.

Контролируемая зона – объемы, помещения, здания или территория предприятия, организации, лаборатории, хранилища, где возможно получение свыше 0,3 годовой дозы, допустимой для персонала (категория А). В контролируемой зоне производится обязательный индивидуальный дозиметрический контроль.

Санитарно-защитная зона – территория вокруг предприятия, на которой запрещается размещение жилых зданий, детских учреждений, а также промышленных и подсобных учреждений, не относящихся к предприятию, для которого установлена санитарно-защитная зона. В санитарно-защитной зоне должен проводиться контроль радиационной обстановки.

Наблюдаемая зона – территория, где дозы облучения проживающего населения могут превысить установленные для него пределы. В наблюдаемой зоне проводится контроль радиационной обстановки. Использование земель этой зоны для сельскохозяйственных целей ограничено.

Все производственные помещения АЭС разделены на две зоны:

контролируемую зону строгого режима («грязную»), в которой персонал, работающий с оборудованием радиоактивного контура, может попасть под воздействие радиационно-вредных факторов, таких как внешнее радиоактивное излучение, загрязнение воздушной среды помещений радиоактивными газами и аэрозолями, загрязнение поверхностей радиоактивными веществами;

контролируемую зону свободного режима («чистую»), в которой полностью исключается воздействие на персонал каких-либо радиационных факторов.

Прямое сообщение между этими зонами не допускается и должно осуществляться только через санпропускник, при этом обязательно требуется полное переодевание персонала.

Внутри зон компоновка помещений производится исходя из требований технологического процесса.

Зона строгого режима в свою очередь должна подразделяться на три группы:

необслуживаемые помещения, в которых при работающем реакторе пребывание людей недопустимо;

полуобслуживаемые помещения, в которых при работающем реакторе возможно периодическое пребывание людей в течение такого времени, за которое суммарная доза облучения, полученная персоналом, не превысит допустимого уровня;

обслуживаемые помещения, где предусматривается пребывание персонала в течение всей смены.

Ремонт и ревизия оборудования в необслуживаемых помещениях производятся при остановленном реакторе. Проход персонала из полуобслуживаемых помещений в необслуживаемые (при неработающем реакторе) должен осуществляться через санитарные шлюзы. При необходимости периодических посещений необслуживаемых помещений устраиваются стационарные саншлюзы, при не планируемых посещениях могут применяться переносные саншлюзы.

При компоновке главного корпуса операторские и щитовые помещения (блочные щиты управления, щиты дозиметрического контроля и пр.), где необходимо постоянное пребывание персонала, следует размещать в зоне свободного режима.

Требования к размещению технологического оборудования. Все оборудование и трубопроводы в главном корпусе должны быть скомпонованы таким образом, чтобы при неработающем реакторе можно было осматривать и испытывать как сварные швы, так и основной материал оборудования и трубопроводов, быстро заменять и ремонтировать их основные узлы.

Для возможности демонтажа и монтажа самого большого по габаритам ремонтируемого оборудования или подачи контейнеров с топливом в реакторном отделении должен быть предусмотрен люк, расположенный над транспортными путями (автомобильной или железной дорогой).

Для монтажа недемонтируемого крупного оборудования в строительных конструкциях реакторного отделения должен быть предусмотрен временный монтажный проем.

Требования к системам локализации аварий оборудования реакторного отделения. Концентрация оборудования первого контура в едином объеме позволяет эффективно обеспечить его герметичность в случае возникновения аварии (даже при крупной аварии — разрыве трубопровода максимального диаметра) и не допустить выброса радиоактивных веществ за пределы реакторного отделения в окружающую среду.

Полная локализация активности при разуплотнении радиоактивного контура достигается закрытием быстродействующей арматуры на коммуникациях, проходящих через стены герметичных помещений. Быстродействующая арматура устанавливается внутри герметичного помещения и должна быть защищена от повреждений при возможном разрушении первого контура, например защитной стенкой.

Для осуществления подъемно-транспортных операций в период эксплуатации АЭС предусматривается следующее:

в реакторном отделении, как правило, устанавливается один мостовой кран, грузоподъемность которого определяется по условиям монтажа и демонтажа самого тяжелого элемента (корпуса реактора или корпуса сепаратора и т. п.). Управление краном и его наведение должны быть дистанционными с переносного и закрытого постоянного пультов;

вспомогательное оборудование, расположенное в реакторном отделении, компонуется с учетом возможности обслуживания его основным краном реакторного отделения (специальные монтажно-ремонтные площадки в реакторном отделении не предусматриваются);.

реакторное отделение оборудуется грузопассажирскими лифтами;

в машинном зале устанавливаются мостовые электрические краны (обычно два), грузоподъемность которых определяется, как правило, из условия подъема статора генератора;

в машинном зале предусматриваются монтажно-ремонтные площадки, оборудование к которым подается по железной или автодороге. В машинном зале необходимо иметь не менее двух въездов, обеспечивающих транспортировку оборудования в действующую и расширяемую части АЭС;

вспомогательное оборудование, расположенное в машинном зале, компонуется исходя из возможности обслуживания его основными кранами этого отделения. В случае размещения вспомогательного оборудования вне зоны действия основных кранов для его обслуживания и ремонта используются соответствующие грузоподъемные устройства: кран-балки, тали или лебедки.

Требования к строительным конструкциям. При компоновке сооружений АЭС необходимо соблюдать унификацию зданий и сооружений, принятую в СНиП для производственных предприятий.

Для возможности использования унифицированных элементов покрытий и перекрытий размеры пролетов зданий АЭС следует принимать кратными 3 м, шаг колонн каркасов зданий должен быть равен 6 или 12 м.

Высоту одноэтажных зданий до низа несущих конструкций покрытий и высоты этажей многоэтажных производственных зданий на АЭС, определяемые технологическими требованиями, следует принимать кратными 0,6 м.

Отступления от этого правила допускаются при компоновке помещений и конструкций подземной части зданий и сооружений.

Внутренние размеры помещений радиоактивного контура должны быть кратны 100 мм.

Разбивочные оси зданий и сооружений (привязка стен к разбивочным осям, а также высота отдельных частей зданий и сооружений) должны назначаться в соответствии со СНиП.

Требования к компоновке помещений электрической части. При компоновке главного корпуса помещения электрической части АЭС (распределительных устройств, щитов управления, аккумуляторных батарей, кабельные полуэтажи и пр.) следует проектировать с учетом требований Правил устройства электроустановок.

Помещения распределительных устройств, размещаемые в пределах здания главного корпуса, выполняются без окон, с искусственным освещением и должны быть надежно защищены от попадания в них влаги и пыли.

При компоновке машинного зала необходимо обеспечить возможность сборки и ремонта трансформаторов в нем с использованием мостовых кранов. Для этого в машинном зале должна быть предусмотрена монтажная площадка, на которую можно выкатить трансформаторы в период ремонта с трансформаторной площадки за рядом А.

Размеры помещения центрального щита управления АЭС принимается исходя из полной мощности электростанции. Это помещение должно иметь не менее двух выходов (при площади пола более 200 м2). Допускается устройство одного из выходов на площадку пожарной лестницы.

В помещениях аккумуляторных батарей возможно выделение водорода и образование взрывоопасных смесей, поэтому вход в такие помещения необходимо предусматривать через тамбур с двумя дверьми. Полы и потолки аккумуляторной должны быть строго горизонтальными и гладкими. При применении крупнопанельного настила в его ребрах выполняются отверстия для свободного прохода воздуха к вытяжным устройствам с тем, чтобы избежать скопления в помещении аккумуляторной взрывоопасной смеси.

Противопожарные требования.

Компоновка сооружений АЭС должна быть выполнена с учетом обеспечения возможности безопасной эвакуации персонала через эвакуационные выходы в случае возникновения пожара. В соответствии со СНиП выходы считаются эвакуационными, если они ведут: из помещений первого этажа наружу непосредственно или через коридор, вестибюль, лестничную клетку;

из помещений любого этажа, кроме первого — в коридор или проход, ведущий к лестничной клетке или непосредственно на лестничную клетку, имеющую самостоятельный выход наружу или через вестибюль; из одного помещения в соседние в том же этаже, обеспеченные выходами, указанными в предыдущих пунктах.

Ширина эвакуационных дверей должна, быть не менее 800 мм, высота дверей и проходов на путях эвакуации не менее 2 м. Для эвакуационных проходов из подвальных или цокольных этажей эта высота может быть уменьшена до 1,9 м, а для входов на чердаки — до 1,5 м. Количество эвакуационных выходов из зданий должно быть не менее двух. Эвакуационные выходы необходимо располагать рассредоточено.

Из помещений, размещенных внутри здания на любом этаже, допускается проектировать одну дверь, ведущую к эвакуационным выходам, если производство по пожарной опасности относится к категории Г и Д, в помещении работает не более 50 чел. и площадь помещения не превышает 600 м2.

Из помещений с производствами категории Д при площади пола не более 300 м2 и числе работающих в смене не более 5 чел. (на любом этаже, кроме первого) допускается один эвакуационный выход, который может быть организован через дверь на стальную лестницу с уклоном не более 1 : и шириной не менее 700 мм. Ограждающие конструкции лестницы должны быть несгораемыми.

Противопожарные мероприятия следует учитывать при проектировании кабельного хозяйства АЭС. Кабельные туннели и шахты отделяются от других помещений огнестойкими перегородками. Туннели и коридоры разделяются на отсеки перегородками с самозакрывающимися огнестойкими дверями. Проход электрических кабелей через стены и перекрытия кабельных полуэтажей, помещений, щитов управления, кабельных туннелей, коридоров и т. д. осуществляется в металлических трубах с надежным уплотнением проходных отверстий легко пробиваемым несгораемым материалом.

В кабельных туннелях и полуэтажах предусматриваются автоматические противопожарные установки — пеногасители.

12.3.2. АЭС С КОРПУСНЫМИ РЕАКТОРАМИ ВВЭР Компоновочные и объемно-планировочные решения главного корпуса АЭС с корпусными реакторами ВВЭР можно рассмотреть на примере Нововоронежской АЭС. Эта электростанция является первой АЭС большой мощности с ВВЭР. Ее строительство осуществляется очередями. Уже сооружены четыре очереди, и мощность, пяти энергетических блоков достигла почти 2500 МВт. В настоящее время проводится проработка вопросов строительства шестого блока с реактором ВВЭР нового поколения.

В процессе проектирования и строительства отдельных очередей Нововоронежской АЭС изменялись компоновочные решения главного корпуса.

На примере проектирования и строительства очередей Нововоронежской АЭС можно проследить тенденции развития атомных электростанций с реакторами ВВЭР и, соответственно, изменение их компоновок.

12.3.2.1. Первая и вторая очереди Нововоронежской АЭС В здании главного корпуса АЭС сблокированы машинный зал, деаэраторная этажерка, реакторное отделение с вытяжным вентиляционным центром и спецкорпус. Компоновка главного корпуса аналогична компоновке главных корпусов тепловых электростанций (рис. 12.5, 12.6).

Технологическая схема первой очереди Нововоронежской АЭС включает в себя реактор типа ВВЭР-210, шесть циркуляционных петель, состоящих из парогенератора, главного циркуляционного насоса, главных циркуляционных трубопроводов, на которых установлены две главные запорные задвижки для отключения любой петли от реактора в случае аварии. Шесть парогенераторов производят сухой насыщенный пар с давлением 3,3 МПа и влажностью до 0,5%, который поступает по главным паропроводам к трем турбоагрегатам типа АК-70 единичной мощностью 70 МВт.

Каждая петля первого контура размещена в отдельном прямоугольном боксе из железобетона, обеспечивающем биологическую защиту и восприятие аварийного давления 0,3 МПа. Количество таких боксов шесть – по числу главных циркуляционных петель. Такая компоновка была принята из условия проведения ремонта каждой петли без остановки реактора.

Вторая очередь АЭС с реактором мощностью 365 МВт и пятью турбоагрегатами по 75 МВт по сравнению с первой имеет более мощный реактор;

по остальным параметрам представляет модульное укрупнение первого блока.

12.3.2.2. Третья очередь Нововоронежской АЭС На третьей очереди Нововоронежской АЭС (рис. 12.7 – 12.9) в главном корпусе установлено два одинаковых энергетических блока с реакторами ВВЭР-440. К оборудованию первого контура каждого энергоблока относится реактор ВВЭР-440 и шесть циркуляционных петель, каждая из которых включает в себя парогенератор, главный циркуляционный насос, циркуляционные трубопроводы диаметром 550 мм и главные запорные задвижки (по одной на «горячей» и «холодной» нитках петли). Во втором контуре с одним энергоблоком устанавливаются два турбоагрегата мощностью по 220 МВт.

Реакторное отделение оборудовано общим для двух энергоблоков крановым хозяйством, многие вспомогательные системы и оборудование также запроектированы на два энергоблока.

Рис. 12.5. Поперечный разрез главного корпуса первой очереди Нововоронежской АЭС 1 — шахта реактора; 2 — бассейн перегрузки топлива; 3 —транспортный коридор; 4 — бассейн выдержки отработанного топлива; 5 — мостовые краны; 6 — фундамент под турбоагрегат; 8 — помещения электроустройств; 9 — помещения установки деаэраторов.

Рис. 12.6. План главного корпуса первой и второй очередей Нововоронежской АЭС 1 — реактор;. 2 — парогенератор; 3 — турбоагрегат; 4 — этажерка электроустройств; 5—бассейн выдержки отработанного топлива; 6 — спецводоочистка.

Все шесть циркуляционных петель размещены в одном общем боксе, имеющем специальное помещение, так называемую палубу, в которой можно в процессе работы энергоблока вести осмотр и контролировать состояние электродвигателей главных циркуляционных насосов, главных запорных задвижек и их вспомогательного оборудования. Электродвигатели вынесены на палубу и отделены от необслуживаемого помещения – бокса парогенераторов.

По сравнению с первыми двумя очередями в компоновку третьей очереди АЭС внесены значительные изменения.

Главный корпус третьей очереди объединяет в одном здании машинный зал и реакторное отделение, этажерки электроустройств и вытяжной вентиляционный центр. В плане главный корпус представляет собой два сомкнутых большими сторонами прямоугольника, симметрично расположенных относительно поперечной оси (рис. 12.8).

При проектировании компоновки главного корпуса третьей очереди (рис. 12.8, 12.9) была сделана попытка отойти от традиционного объемного решения главных корпусов тепловых электростанций. Этажерки электроустройств, выполненные в виде остекленных зданий, смыкаются в одном уровне с этажеркой вытяжного вентиляционного центра вокруг прямоугольного глухого объема реакторного отделения. Разница в высоте этих объемов, подчеркнутая вертикальными тягами на наружных гранях стен реакторного отделения, выделяет его объем в доминирующий, соответствующий его функциональному значению. Это соотношение объемов усиливается плоскими кровлями этажерок, реакторного отделения и машинного зала.

Реакторное отделение компонуется из следующих основных узлов. Вокруг шахт реакторов располагаются помещения, где размещено оборудование, относящееся к каждому энергоблоку – бассейны перегрузки и выдержки отработанного топлива с контуром охлаждения, боксы парогенераторов и главных циркуляционных насосов, установки очистки теплоносителя первого контура, системы подпитки первого контура, компенсации продувки парогенераторов, помещения датчиков контрольно-измерительных приборов и промежуточные контуры системы охлаждения. По высоте это оборудование занимает пространство от перекрытия на отм. 10,5 м до фундаментной плиты.

Между двумя энергоблоками (в плане) размещается общестанционное оборудование, состоящее из установки очистки загрязненных вод, местного щита реакторного отделения, ремонтных мастерских первого контура, транспортного железнодорожного коридора, узла свежего топлива, общего трубопроводного коридора, хранилища активированного оборудования и мойки крупного оборудования.

Реактор устанавливается в железобетонной защитной шахте, в верхней части которой предусмотрены кольцевые кабельные коридоры. Вокруг реактора в едином боксе размером 42х39 м располагаются шесть циркуляционных петель энергоблока. Электродвигатели, вспомогательные контуры насосов и их оборудование вынесены в отдельное помещение над главными циркуляционными петлями.

Рис. 12.7. Общий вид третьей очереди Нововоронежской АЭС 1 —реакторное отделение; 2— машинный зал; 3 — этажерка электроустройств; 4 — вентиляционный центр; 5 — вспомогательный спецкорпус; 6 — вентиляционная труба; — санитарио-бытовой корпус; 8 — административный корпус; 9 — насосная станция техводоснабжения.

Отметка установки парогенератора определилась из условия создания естественной циркуляции, необходимой для отвода остаточного тепловыделения при расхолаживании реактора.

Входы в боксы насосов и парогенераторов предусмотрены из коридора вытяжного вентиляционного центра, из помещения промежуточного контура главных циркуляционных насосов через тамбур вентильной камеры компенсаторов объема.

К центральной части реакторного отделения примыкает эстакада между главным корпусом и спецкорпусом. В «грязном» трубопроводном коридоре трассируются трубопроводы гидровыгрузки ионитовых фильтров, коридор служит также для транспортировки в хранилища сухих отходов отработанных фильтров установок спецвентиляции. Кроме того, связь между главным корпусом и спецкорпусом осуществляется через подземный проходной трубопроводный туннель. Помещения первого контура, где размещено оборудование, компонуются в едином герметичном объеме и сообщаются между собой через проемы. Расчет этих помещений ведется на аварийное давление, равное 0,2 МПа.

Рис. 12.8. Поперечный разрез главного корпуса третьей очереди Нововоронежской АЭС 1 — реактор; 2 — парогенератор; 3 — главный циркуляционный насос; 4 — главная запорная задвижка: 5 — турбоагрегат: 6—деаэратор; 7 — бассейн перегрузки топлива; 8 — приточный вентиляционный центр; 9 — трубопроводный коридор: 10 — помещение щитовых устройств; 11 — кабельный полуэтаж; 12 — помещение распределительного устройства; 13 — вытяжной вентиляционный центр.

На входе в герметичные помещения первого контура устанавливаются две двери: защитная, расположенная, со стороны герметичного помещения и рассчитанная на давление 0,2 МПа, И легкая герметичная, рассчитанная на разрежение до 5 Па. Пространство между этими дверями присоединено к вытяжной вентиляции.

Рис. 12.9. План главного корпуса третьей очереди Нововоронежской АЭС 1 — реактор; 2 — бокс парогенераторов; 3—помещение блочного щита управления;

4—вытяжной вентиляционный центр; 5 — транспортный коридор; 6 — помещения распределительного устройства; 7 — турбоагрегат.

Вход в помещение обслуживания ГЦН и аварийный выход из него осуществляется через герметичные шлюзы, которые имеют по две двери, рассчитанные на давление 0,2 МПа каждая. Дверные проемы имеют ширину 900 и 600 мм для возможности соответственно транспортирования оборудования и прохода персонала. Высота дверей, как правило, 1600 мм, в отдельных случаях, когда это допускается условиями эксплуатации, 1200 мм. Защитные герметичные двери, а также люки заводской поставки совместно с закладными частями подвергаются гидравлическим испытаниям на заводе.

В машинном зале размещены четыре турбоагрегата по 220 МВт. Длина машинного зала 252 м: 42 пролета по 6 м. Турбоагрегаты устанавливаются по два на каждый энергоблок, зеркально одна пара относительно другой. Такая установка турбоагрегатов выбрана для сокращения и упрощения трасс основных паропроводов.

Отметка обслуживания турбоагрегатов 9,6 м, на этой же, отметке у ряда В установлены деаэраторные баки. Ширина и длина машинного зала определяется размерами ячеек турбоагрегатов и их ориентировкой в продольном или поперечном направлении.

Проведенное технико-экономическое сравнение показало, что варианты расположения турбоагрегатов практически равнозначны. Вариант с продольным расположением турбоагрегатов незначительно экономичнее в результате уменьшения трасс циркуляционных водоводов и снижения стоимости крана за счет его меньших размеров. Практика строительства электростанций позволяет сделать вывод, что при увеличении мощности турбоагрегатов более эффективно их поперечное расположение.

В машинном зале третьей очереди Нововоронежской АЭС турбоагрегаты установлены в продольном направлении, что, естественно, привело к уменьшению пролета машинного зала с 51 (при поперечном расположении турбоагрегатов) до 39 м с одновременным увеличением длины.

Въезд в машинный зал осуществляется по поперечному железнодорожному пути, проложенному через реакторное отделение между осями 22— 23. Кроме того, для ремонта трансформаторов предусматривается въезд с постоянного торца машинного зала с привязкой оси железнодорожного пути на расстоянии 12,8 м к ряду А.

Монтажные площадки в машинном зале размещены вдоль поперечного железнодорожного пути между энергетическими блоками и у постоянного торца.

Этажерки электроустройств имеют пролет 12 м и расположены: продольная – в осях 10 – 35 между машинным залом и реакторным отделением, поперечные примыкают к торцам реакторного отделения.

Вытяжной вентиляционный центр пролетом 12 м, обслуживающий реакторное отделение, расположен вдоль него - между рядами Г и Д. Этажи вентиляционного центра имеют отметки: – 1,8; ±0,0; +2,7; +6,3;+10,5 м.

В вентиляционном центре расположены вентиляторы рециркуляционных систем в бетонной защите, воздухоохладители и клапаны рециркуляционной системы, установленные в бетонных нишах, закрытых герметичными люками, аэрозольные и йодные фильтры, сборные коллекторы вытяжных установок, клапаны и затворы (для аэрозольных фильтров предусмотрены бетонные защитные ячейки), а также арматура и сборный короб удаляемого воздуха реакторного отделения. Отметки – 1,8 м и ±0,0 обслуживаются монорельсами.

Транспортировка отработанных аэрозольных фильтров производится в защитном контейнере, который на автокаре отвозится в хранилище сухих отходов, размещенное в спецкорпусе.

Объединенный спецкорпус третьей очереди Нововоронежокой АЭС представляет собой самостоятельное здание, в котором расположены системы спецводоочистки, хранилище жидких и сухих отходов.

Здание спецводоочистки (СВО) – многоэтажное с подвалом, имеет длину 78 м (13 пролетов по 6 м) и ширину 18 м.

В торцах здания размещены лестничные клетки. Входы во все помещения осуществляются из коридоров, соединяющих лестничные клетки. В коридор, расположенный на отм. 0,0 со стороны главного корпуса, предусмотрен въезд автомашин. Часть этого коридора используется как помещение мойки автомашин от радиоактивных загрязнений. На отм. 7,2 м размещается монтажный зал, обслуживаемый мостовым краном грузоподъемностью 10 т, отметка подкранового пути 18,0 м.

Обслуживающий персонал попадает в здание спецводоочистки из санитарно-бытового корпуса, проходя по коридору на отм. 6,3 м в вытяжном вентиляционном центре реакторного отделения и далее по эстакаде между главным корпусом и спецкорпусом. По этой же эстакаде с помощью монорельса с электроталью грузоподъемностью 5 т осуществляется транспортировка контейнеров с твердыми радиоактивными отходами из главного корпуса в хранилище сухих отходов.

Таким образом, здание спецводоочистки включено в комплекс «грязной» зоны, в которую нельзя попасть, минуя санпропускник.

Хранилище жидких отходов, имеющее размеры в плане 33х44 м и отметки – 3,6 и 0,0 м, примыкает к зданию спецводоочистки и соединено с ним трубопроводным коридором и коридором обслуживания на отм. 0,0 м.

Транспортные связи и эвакуационные выходы. Поперечный железнодорожный путь пересекает машинный зал и реакторное отделение, т. е. проходит через «грязную» и «чистую» зоны, поэтому ворота на выходе из реакторного отделения при нормальной работе АЭС закрыты.

Общее для двух энергетических блоков реакторное отделение обслуживается двумя мостовыми электрическими кранами грузоподъемностью 250/30 и 30/5 т. Наибольшая грузоподъемность крана выбрана из условия подъема корпуса реактора при его монтаже. Отметка подкранового пути этого крана 28,5 м. Он предназначен для транспортировки оборудования и узлов большой массы, а также для установки оборудования. Управление краном дистанционное. Для выполнения операций с радиоактивными грузами кран снабжен системой дистанционной наводки при помощи которой может по заданию оператора обслужить заранее запланированные точки с точностью ±10 мм.

Управление краном при автоматическом режиме его работы осуществляется с центрального пульта, расположенного на отм. 14,7 м реакторного отделения, через специальное окно, выходящее в реакторное отделение.

Управление краном при операциях, не связанных с координатной наводкой, производится с двух вспомогательных пультов, размещенных непосредственно у каждого реактора на отм. 10,6 м.

Кран грузоподъемностью 30/5 т реакторного отделения предназначен для транспортировки грузов массой до 30 т. Отметка его подкранового пути 22,5 м. Скорость транспортировки грузов этим краном больше, чем краном грузоподъемностью 250 т. Работа двух кранов обеспечивает все необходимые грузоподъемные и транспортные операции в реакторном отделении.

Машинный зал обслуживается двумя мостовыми электрическими кранами грузоподъемностью по 125/20 т каждый, отметка подкранового пути 17,5 м. Грузоподъемность крана рассчитана из условия подъема двумя кранами, с использованием траверсы, статора генератора.

Обслуживающий персонал в зону строгого режима попадает по переходному мостику из санитарно-бытового и лабораторного корпуса, размещенного со стороны постоянного торца реакторного отделения. Мостик двухэтажный, нижний этаж предназначен для прохода в зону свободного режима, верхний — для прохода в зону строгого режима.

Вход и выход из помещений строгого режима осуществляется через санпропускник, размещенный в санитарно-бытовом корпусе. Дозиметрический контроль входящего и выходящего персонала осуществляется из помещений дежурного дозиметриста, расположенного у входа в санпропускник.

В случае необходимости проведения ремонтных работ в помещениях с повышенной радиоактивностью у дверей такого помещения устанавливают переносной санитарный шлюз для обмыва пленочной одежды и скафандров обслуживающего персонала.

В помещениях зоны строгого режима предусмотрено четыре лестничные клетки: две основные трехмаршевые с пассажирскими лифтами, размещаемые в вытяжном вентиляционном центре с аварийными выходами на улицу на отметке 0,0 м, и две аварийные двухмаршевые, размещенные в реакторном отделении у ряда В с двух сторон железнодорожного пути с выходом в железнодорожный коридор. Необходимость расположения лестниц с двух сторон вызвана тем, что поперечный, железнодорожный въезд в реакторное отделение разрывает коммуникации. Аварийные выходы из лестничных клеток на улицу и в железнодорожный коридор из зоны строгого режима при нормальной работе электростанции закрыты и запломбированы.

Для подъема оборудования в реакторном отделении предусмотрены два грузовых лифта грузоподъемностью 3 т и два лифта грузоподъемностью по 100 кг.

Этажи машинного отделения и продольной этажерки электроустройств с отм. –3,6 до отм. +9,6 м соединены двумя лестничными клетками с пассажирскими лифтами грузоподъемностью по 350 кг. Выход на улицу с этих лестниц предусмотрен на отметке 0,0 м. Лестница, расположенная со стороны постоянного торца главного корпуса, через коридор сообщается с «чистым»

этажом переходного мостика в санитарно-бытовой корпус. Этажи продольной этажерки электроустройств на высоте от 14,7 до 21,9 м обслуживаются собственными двухмаршевыми лестничными клетками с пассажирскими лифтами грузоподъемностью по 350 кг.

Локализация аварии. Для локализации аварии оборудования первого контура создан герметичный объем, в котором возможно повышение давления при аварии. Основной герметичный объем –это бокс главных циркуляционных насосов и парогенераторов, соединенный с помещениями компенсатора объема, вентильными камерами, шахтой реактора и др.

Выброс паровоздушной смеси при авариях в отдельных контурах происходит в бокс насосов и парогенераторов. При аварии в боксах начинают работать спринклерные разбрызгивающие установки, которые конденсируют аварийный пар и снижают тем самым аварийное давление в боксах.

12.3.2.3. Четвертая очередь Нововоронежской АЭС (рис. 12.10).

Пятый энергоблок является новым этапом развития атомных электростанций с реакторами ВВЭР, в связи с резким увеличением единичной мощности основного оборудования и по принятым проектным решениям.

Первый контур энергетического блока включает в себя реактор ВВЭРединичной тепловой мощностью 3000 МВт или соответственно электрической 1000 МВт; четыре главные циркуляционные петли, каждая из которых состоит из парогенератора производительностью 1500 т/ч сухого насыщенного пара с давлением 6,4 МПа, главного циркуляционного насоса сальникового типа с подачей 19 000 м3/ч, главных циркуляционных трубопроводов диаметром 850 мм с установленными на них главными запорными задвижками (по одной на холодной и горячей нитках). В неотключаемую часть петли входит компенсатор объема пароводяного типа с электронагревателями.

Второй контур состоит из ряда систем, основными из которых являются: два турбоагрегата К-500-60/1500, система паропроводов и питательных трубопроводов высокого давления, система продувки парогенераторов, дренажные баки машинного зала и баки обессоленной, воды, бойлерная установка, паропроводы низкого давления и вспомогательные системы второго контура.

Главный корпус пятого энергоблока (рис. 12.10) состоит из трех объемов, связанных между собой: здания реакторного отделения, спецкорпуса и машинного зала (рис. 12.11, 12.12).

Реакторное отделение компонуется в защитной оболочке (рис. 12.13) из предварительно напряженного железобетона с внутренней металлической облицовкой. Оболочка выполнена в форме вертикального цилиндра наружным диаметром 48 и высотой 76,4 м с эллиптическим куполом.

Оболочка предназначается для локализации аварии в случае разрыва любого трубопровода, включая мгновенный поперечный разрыв главного циркуляционного трубопровода. При максимальной аварии могут появиться летящие предметы — осколки металла оборудования или строительных конструкций, которые могут разрушить облицовку и разгерметизировать оболочку. Для того чтобы это исключить, часть контура, где могут появиться летящие предметы, защищается железобетонными экранами, которые обычно оновременно используются как внутренние стены.

При максимальной аварии образующийся в боксах пар должен быть перепущен в верхнюю часть оболочки и равномерно распределен по всему ее объему, что достигается организацией проемов между помещениями оболочки. Развитие максимальной аварии происходит настолько быстро, что площадь сечения соединительных проемов получается достаточно большой ( – 150 м2). Необходимость сообщения помещений реакторного отделения предопределила компоновку оболочки в виде общего, не имеющего плотного разделения по воздуху, объема. Такое решение дает возможность организовать отвод избытков тепла, вентиляцию оболочки и очистку воздуха единой рециркуляционной системой вентиляции. По условиям радиационной безопасности все помещения, заключенные в герметичную часть оболочки, превращаются в необслуживаемые и доступ в оболочку во время работы реактора запрещается.

Герметичная часть, реакторного отделения начинается выше отметки перекрытия 12,3 м. Ниже до отм. 0,0 располагается негерметичная часть.

Герметичная часть оболочки рассчитана на давление радиоактивной паровоздушной среды до 0,5 МПа.

Все основное оборудование первого контура реакторной установки размещено в пределах герметичных помещений оболочки. В центральной части располагается бокс парогенераторов и главных циркуляционных насосов (с отм. 22,8 м до перекрытия на отм. 38,1 м); здесь кроме оборудования главных циркуляционных петель размещаются регенеративные теплообменники и доохладители продувочной воды первого контура, и охладитель организованных протечек. Вокруг бокса расположены две емкости системы аварийного охлаждения зоны реактора (САОЗ).

Еще две емкости САОЗ размещены в помещении компенсатора давления.

Связь с железной дорогой осуществляется через специальный герметичный люк на отм. 0,0, который при нормальной работе энергоблока закрыт съемной герметичной крышкой. Открывается люк в случае остановки реактора на перегрузку топлива при необходимости вывезти из оболочки выдержанное в бассейне отработанное топливо или подать в оболочку или вывезти из нее оборудование, материалы, радиоактивные отходы.

Со стороны железнодорожного коридора к шахте реактора примыкает бассейн выдержки топлива, с диаметрально противоположной стороны — помещение компенсатора объема и барботера.

Вокруг бокса парогенератор и ГЦН и помещения компенсатора объема на отм. 20,3 м располагается трубопроводный коридор. Перекрытие над боксом парогенераторов и помещением компенсатора объема служит полом центрального зала реакторного отделения. Центральный зал обслуживается круговым мостовым краном грузоподъемностью 400/80 т. Отметка подкранового пути принята 54,95 м. Под боксом парогенераторов и ГЦН на отм.

12,3 м расположены вентиляционные системы оболочки. Там же над железнодорожным коридором расположен транспортный коридор.

Рис. 12.11. Поперечный разрез главного корпуса пятого энергоблока Нововоронежской АЭС 1 – реактор; 2 – компенсатор давления; 3 – вентиляционная установка; 4 – бассейн перегрузки топлива; 5 – транспортная шахта; 6 – круговой кран реакторного отделения; 7 – турбоагрегат; 8 – мостовой кран машинного зала; 9 – этажерка электроустройств.

Под бетонной шахтой реактора находится помещение приводов ионизационных камер.

Очистка воздуха помещений, заключенных в оболочку реактора, от йода и аэрозолей производится на специальных фильтрах, устанавливаемых в замкнутых рециркуляционных системах вентиляции в помещении на отм.

12,3 м.

Все операции по транспортировке крупных грузов внутри оболочки реакторного отделения осуществляются при помощи кругового мостового электрического крана.

В машинном зале пролетом 51 м размещены два турбоагрегата (рис.

12.12). Их поперечное расположение позволило по сравнению с продольной компоновкой уменьшить длину машинного зала, сократить трассы основных паропроводов, а также циркуляционных трубопроводов. Длина машинного отделения, равная 156 м (13 пролетов по 12 м), определилась размерами ячеек турбоагрегатов по 60 м каждая, а также добавочными тремя пролетами для размещения вспомогательного общеблочного оборудования и монтажных площадок. Отметка обслуживания турбоагрегата (5,6 м) определилась размещением конденсаторов: для турбоагрегатов К-500-60/1500 в отличие от традиционного подвального принято боковое расположение конденсаторов.

Со стороны постоянного торца машинного зала предусматривается железнодорожный въезд, который привязан к ряду А на расстоянии 8 м для обеспечения железнодорожного габарита.

Рис 12. План главного корпуса пятого энергоблока Нововоронежской 1–реактор; 2–парогенератор; 3–бассейн перегрузки топлива; 4–шахта ревизии ВБ; 5– баки борной кислоты; 6 — этажерка электроустройств; 7 — турбоагрегат; 8 — помещение спецводоочистки; 9 — вентиляционная труба.

В машинном зале установлены два мостовых крана. Грузоподъемность кранов по 120/20 т выбрана из условия транспортировки при монтаже и ремонте двумя кранами статора генератора массой 230 т и ротора цилиндра низкого давления турбины массой 156 т.

Компоновка машинного зала разработана исходя из условия размещения тяжелого оборудования в зоне обслуживания мостовыми кранами, а также возможности проезда вокруг каждой турбины и вдоль всего ряда А.

Для раскладки оборудования при монтаже и ремонте предусмотрены три монтажные площадки – две у торцов машинного зала и одна в середине между турбинами. Общая площадь монтажных площадок, равная 1300 м2, определена по условиям необходимости ремонта одной турбины, одновременного профилактического осмотра другой и ревизии одного трансформатора.

Подъемно-транспортные операции в трубопроводном коридоре осуществляются с помощью подвесного электрического однобалочного крана грузоподъемностью 5 т. Кроме того, у постоянного торца предусмотрен грузопассажирский лифт грузоподъемностью 1 т.

По длине ряда Б к машинному залу примыкает этажерка электроустройств пролетом 12 м. Электротехнические устройства (КРУ, трансформаторы собственных нужд и пр.) размещаются в помещениях, занимающих пространство от отм. –4,1 до отм. +9,8 м. На отм. 9,8 м расположен блочный щит управления, с которого осуществляется управление всеми основными и вспомогательными системами энергоблока (реактором, турбоагрегатом, дизель-генераторами, рабочими и резервными трансформаторами, насосами и т.

д.), а также щит системы управления защитой (СУЗ).

На отм. 16,8 м размещается приточный вентиляционный центр, обеспечивающий вентиляцию помещений этажерки электроустройств. На этой же отметке разведены основные паропроводы от парогенераторов к турбине и трубопроводы питательной воды, которые входят в этажерку из герметичной оболочки реакторного отделения на отметках 17,6 и 18,6 м.

Спецкорпус расположен со стороны временного торца машинного зала и примыкает непосредственно к этажерке электроустройств. Спецкорпус имеет ширину 60, длину 84 м. По ширине он разделен на четыре пролета, по 15 м каждый. Оборудование спецкорпуса размещается на отметках –1,2; +7, и + 12,5 м.

В спецкорпусе сосредоточены системы, обслуживающие герметичную оболочку (подпиточные насосы, промежуточный контур, контур расхолаживания бассейна, установки по очистке теплоносителя первого контура и бассейна) и мастерские для ремонта радиоактивного оборудования.

В нем же размещается склад свежего и отработанного топлива и оборудование очистки трапных вод, очистки технологических сдувок, битумирования жидких отходов и брикетирования мягких отходов. На отм. - 1,2 м располагается «грязное» баковое хозяйство электростанции, а на верхних отметках – вытяжной вентиляционный центр.

Хранилища твердых и. жидких отходов, также входящие в состав спецкорпуса, обслуживаются козловым краном грузоподъемностью 5 т.

Эвакуационная схема главного корпуса. Основной вход в главный корпус осуществляется из санитарно-бытового корпуса через переходный мостик. Реакторное отделение имеет два выхода через герметичные шлюзы:

один на отм. 16,4 м – в крытый переход, ведущий в спецкорпус, другой на отм. 35,0 м – на открытую лестницу, расположенную на наружной стороне реакторного отделения. Площадки оперативного обслуживания реакторного отделения соединены между собой металлическими лестницами.

В этажерке электроустройств предусмотрены две лестничные клетки, расположенные с ее обоих торцов. Лестничная клетка со стороны постоянного торца оборудована грузопассажирским лифтом грузоподъемностью кг. Эти же лестничные клетки используются для прохода в машинный зал.

Анализ удельных показателей, характеризующих объемнопланировочные решения по отдельным очередям Нововоронежской АЭС (табл. 12.1), свидетельствует о значительном их улучшении. Так, удельная кубатура основных зданий третьего энергоблока Нововоронежской АЭС по сравнению с этим показателем первого энергоблока уменьшилась в 1,7 раза, удельный расход бетона сократился в 2,9 раза, строительного металла в 1, раза.

Дальнейшее совершенствование АЭС с реакторами ВВЭР будет идти по пути увеличения единичных мощностей основного оборудования, повышения эффективности компоновок за счет уменьшения габаритов оборудования и более рациональных его форм.

Показатели очередей строительства Нововоронежской АЭС блоке, шт.

Удельные показатели главного корпуса:

12.3.2.4. Компоновка главного корпуса по модульному принципу При компоновке главного корпуса по модульному принципу для каждого энергоблока предусматриваются все системы, обеспечивающие его радиационную и ядерную безопасность, аварийную остановку, расхолаживание, отвод остаточных тепловыделений, необходимые послеаварийные мероприятия.

Общестанционные системы, необходимые для обеспечения работы энергоблоков в режимах нормальных условий эксплуатации, выделены в отдельные сооружения АЭС, скомпонованные в соответствии с их функциональными, признаками. Так, общестанционные установки спецводоочистки размещены в отдельно стоящем спецкорпусе.

Все оборудование и системы каждого энергоблока при такой компоновке размещены в самостоятельном здании главного корпуса длиною 240 и наибольшей шириной 66 м, включающем в себя:

Рис. 12.14. Модульная компоновка энергоблока с реактором ВВЭРI — машинное отделение; II — этажерка электроустройств: III — деаэраторная этажерка;

IV — реакторное отделение; 1 — реактор; 2 — парогенераторы; 3— емкость системы аварийного охлаждения зоны (САОЗ); 4 — деаэратор; 5 — турбоагрегат; 6 — подогревателя высокого давления; 7 — блочный щит управления.

машинный зал с пристроенной к ряду Б этажеркой электроустройств;

деаэратррную этажерку, в которой также располагается блочный щит с ИВМ и система вентиляции; реакторное отделение, состоящее из герметичной оболочки диаметром 45 и высотою 54 м и обстройки размером в плане 66х м (рис. 12.14).

Реакторное отделение энергоблока ВВЭР-1000 состоит из герметичной части – оболочки и негерметичной – обстройки. В герметичной части реакторного отделения размещено основное оборудование энергоблока с высокопотенциальным радиоактивным теплоносителем (реактор, парогенераторы, ГЦН, компенсатор объема, главные циркуляционные трубопроводы, емкости САОЗ и пр.). Герметичная часть состоит из двух объемов – верхнего, и нижнего, объединенных по воздуху. Верхний объем представляет собой цилиндр с внутренним диаметром 45 м с куполообразным верхом. Нижний объем герметичной части представляет собой цилиндр с внутренним диаметром м, соосный с верхним цилиндром и опирающийся на фундаментную плиту реакторного отделения.

Негерметичная часть реакторного отделения представляет собой в плане квадрат со стороной 66 м, охватывающий окружность оболочки. В негерметичной части реакторного отделения размещены блочные технологические схемы, которые по характеру технологических процессов и степени загрязненности радиоактивными веществами должны размещаться в зоне строгого режима. Для повышения надежности связей указанных технологических систем с системами, находящимися под оболочкой, в условиях сейсмических воздействий обстройками оболочка реакторного отделения опираются на единую фундаментную плиту. Расположение блочных схем в обстройке реакторного отделения позволяет также максимально сократить коммуникации и трубопроводы.

Доставка грузов в обстройку и оболочку реакторного отделения осуществляется по железнодорожному въезду в реакторное отделение под краны оболочки или обстройки.

В машинном зале устанавливается один турбоагрегат мощностью МВт. Пролет машинного зала принят 51 м. Оперативная, отметка обслуживания турбины +15,0 м, ячейка турбины составляет 108 м. В машинном зале вдоль ряда А предусматривается автомобильный проезд.

Железнодорожный проезд (сквозной) предусматривается с привязкой 18 000 мм к оси 1, что определилось исходя из условия монтажа статора генератора.

С учетом компоновки собственно турбоустановки и раскладки оборудования при ремонте длина машинного зала составляет 156 м.

Деаэраторная этажерка пролетом 12 м примыкает к машинному залу со стороны торца, обращенного к реакторному отделению. Отметка перекрытия установки деаэратора 34,2 м.

12.3.2.5. АЭС С СЕРИЙНЫМИ ЭНЕРГОБЛОКАМИ ВВЭР- Атомная электростанция с серийными энергоблоками ВВЭР- представляет собой энергетический комплекс, состоящий, как правило, из нескольких отдельных блоков, в состав каждого из которых входит ядерная паропроизводительная установка водо-водяного типа единичной электрической мощностью 1000 МВт. Технологическая схема энергоблока двухконтурная.

Первый контур радиоактивный, теплоносителем и замедлителем является обессоленная вода под давлением. В него входят главный циркуляционный контур и ряд вспомогательных систем. Главный циркуляционный контур предназначен для отвода тепла, выделяющегося в реакторе, и передачи его (в парогенераторе) воде второго контура. Главный циркуляционный контур включает водо-водяной энергетический реактор типа ВВЭР-1000 и четыре циркуляционные петли. Каждая циркуляционная петля состоит из парогенератора, главного циркуляционного насоса и главных циркуляционных трубопроводов Ду 850 (запорных задвижек на циркуляционных петлях нет!).

Компенсация объема теплоносителя, создание и поддержание постоянного давления, а также ограничение давления в переходных и аварийных режимах в первом контуре осуществляется системой компенсации давления, состоящей из присоединенного к одной из петель компенсатора давления с барботером и предохранительными клапанами.

Вопросы безопасности АЭС с реактором ВВЭР-1000 решены на основе Общих положений обеспечения безопасности атомных станций при проектировании, сооружении и эксплуатации.

Проектом АЭС предусмотрены технические и организационные мероприятия, обеспечивающие соблюдение допустимых пределов облучения персонала АЭС, населения и загрязнений окружающей среды радиоактивными продуктами при нормальной эксплуатации и при проектных авариях, из которых за наиболее тяжелую принята так называемая максимальная проектная авария с мгновенным разрывом главного циркуляционного трубопровода Ду 850.

В целях обеспечения безопасности АЭС системы и установки первого контура размещены в герметичной защитной оболочке, рассчитанной на внутреннее давление 0,5 МПа, что позволяет локализовать распределение радиоактивной среды при заданных проектных авариях.

Система аварийного охлаждения активной зоны реактора (САОЗ) предназначена для охлаждения активной зоны путем аварийной подачи в нее высококонцентрированного раствора бора при аварийной потере теплоносителя.

Пассивная часть этой системы состоит из двух независимых каналов, которые в свою очередь включают в себя по две гидроемкости САОЗ, систему трубопроводов и клапанов.