Атомная электростанция

Групповое управление автоматическими системами регулирования возбуждения электрических генераторов с целью стабилизации напряжения на выходе отдельных агрегатов и шинах станции.

Наряду с перечисленными функции управления АСУ ТП по энергоблоку дополняются широким кругом функций, выполняемых подсистемами нижнего уровня (АСР, УЛУ, ДУ и ТЗ), которые рассматриваются дальше [12].

9.1.5 Подсистемы АСУ ТП ТЭС

Теплотехнический контроль:

сбор информации и проведение расчетов технико-экономических показателей, а также о состоянии оборудования.

В качестве датчиков для измерения температуры наиболее широкое распространение получили термопары и термосопротивления. В термопарах в качестве выходного сигнала выступает ЭДС, а в термосопротивлениях - изменение сопротивления.

Технологическая сигнализация:

осуществляет прием и представление информации о нарушении в режиме технологического процесса, в работе агрегата или технологических систем, установка контроля и управления. Сигнализация делится на технологическую и аварийную. Технологическая сигнализация предупреждает оператора об отклонениях рабочих параметров за установленные пределы, о рабочем состоянии механизмов, об положении запорной и регулирующей арматуры. Аварийная сигнализация сообщает оператору информацию о срабатывании технологических защит, аварийных отключениях (включениях) резерва и аварийного отклонения технологических параметров за допустимые пределы;

Дистанционное управление:

предназначено для воздействия на электрофицированные приводные механизмы и запорно-регулирующую арматуру, расположенную в различных местах, дистанционно с поста управления оператора или автоматически по заданиям логических программ.

Дистанционное управление подразделяется на 4 класса:

1) индивидуальное;

2) избирательное;

3) групповое;

4) функционально-групповое;

Автоматическое управление:

включает в себя автоматические системы регулирования и защиты предназначенные для управления регулирующими органами.

Эта подсистема выполняет следующие функции:

1) стабилизация технологических параметров;

2) поддержание соответствия между двумя зависимыми величинами;

3) изменение регулируемой величины во времени по заданной программе;

4) поддержание какого-либо оптимального значения регулирующей величины.

Эта подсистема производит приём соответствующей информации; формирует законы регулирования и управляющие воздействия, а также выдает оператору информацию о работе регуляторов и регулируемых параметрах.

Все регуляторы подразделяются на 4 класса:

1) ответственные регуляторы - обеспечивают надежность работы агрегатов. Выход их из строя влечет за собой останов агрегата;

2) режимные регуляторы - обеспечивают ведение нормального режима технологического процесса, поэтому выход их отключение только снижает эффективность работы оборудования;

3) пусковые регуляторы - поддерживают технологические параметры по заданным программам в процессе пуска и останова агрегата;

4) местные регуляторы - поддерживают технологические параметры вспомогательных процессов и агрегатов.

Технологические защиты:

технологические защиты служат для предотвращения аварии оборудования в случае отклонения параметров за допустимые пределы. Действия защит связано с открытием запорных органов и пуском или остановом вспомогательного или основного оборудования. Устройства защиты обычно устанавливаются для контроля наиболее ответственных параметров, чрезмерное отклонение которых от заданных значений чревато нарушением нормального технологического процесса и повреждением оборудования.

Автоматические защитные устройства, обслуживающие тепловую часть электрической станции, называются тепловыми защитами.

Автоматические защиты призваны воздействовать на объект лишь в исключительных случаях, т.е. в предаварийном или аварийном положении и при резких глубоких сбросах электрической и тепловой нагрузок.

По степени воздействия на защищаемые установки защитные устройства разделяются на основные (главные) и местные (локальные). К основным относятся защитные устройства, действие которых приводит к останову парогенератора или энергоблока в целом или к глубокому снижению их нагрузки. Местные защиты предотвращают развитие аварии без останова основных агрегатов.

Подсистема связи: предназначена для передачи команд информации между оперативным персоналом.

9.2 Автоматическое регулирование мощности энергоблока с реактором типа ВВЭР-1000

Регулирование мощности блока, а также температуры в первом и давления во втором контурах осуществляется воздействием на два регулирующих параметра - расход пара на турбину (положение регулирующих клапанов турбины) и регулирующие органы реактора. Последнее воздействие может осуществляться различными способами: перемещением одного, группы или всех регулирующих кассет (стержней, кластеров); изменением концентрации бора в теплоносителе первого контура. При этом с точки зрения воздействия на полную мощность реактора все эти способы (при одинаковой внесенной реактивности) эквивалентны. Однако они существенно различны, по своему действию на форму поля энерговыделения в реакторе. Кроме того, изменение концентрации бора из-за «грубости» способа и малой скорости выведения обычно применяется для компенсации медленных изменений реактивности в процессе кампании реактора. Текущее регулирование мощности реакторов типа ВВЭР осуществляется за счет перемещения регулирующих органов, причем собственно регуляторы мощности, как правило, управляют только полной мощностью реактора. Автоматическое управление формой поля за счет избирательного управления перемещением отдельных стержней (или групп стержней) обычно осуществляется с помощью УВМ.

Для реализации выбранной программы может регулироваться давление во втором контуре или средняя температура первого контура. Хотя принципиально возможно использование других параметров (например, выходной температуры теплоносителя), такие схемы не получили распространения.

рис 9.1. Схемы регулирования блоков с реакторами ВВЭР, предназначенные для работы в регулирующем режиме.

а - программа p2=const; б - программа tcp=const.

На рис. показаны схемы регулирования мощности блоков, предназначенные для работы в регулирующем режиме. На рис. 9.1,а показана схема, в которой в качестве регулируемого параметра используется давление пара второго контура, а на рис. 9.1,б -- температура теплоносителя первого контура.

В обеих схемах для управления мощностью реактора применен каскадный регулятор 2, получающий импульс от ионизационной камеры 1 и воздействующий на приводы регулирующих стержней 3. Задатчик 4 регулятора 2 управляется регуляторами средней температуры теплоносителя первого контура 8 или давления пара второго контура 5. Для приведения в соответствие электрической мощности, вырабатываемой блоком, и мощности, требуемой энергосистемой, используется регулятор скорости турбины 12, перемещающий регулирующие клапаны турбины 13 при отклонении частоты от номинального значения. Работа схем протекает следующим образом. При изменении, например увеличении, частоты в энергосистеме клапаны турбины прикрываются, что вызывает подъем давления второго контура. В схеме рис. 9.1,а изменение давления воспринимается манометром 6 и регулятором давления 5, изменяющим задание регулятору нейтронного потока 2. Последний перемещает регулирующие органы реактора так, чтобы его мощность снизилась. При этом выходная, а, следовательно, и средняя температура теплоносителя первого контура снижаются, перепад температур между первым и вторым контуром уменьшается, что вызывает уменьшение генерации пара, и давление возвращается к прежнему уровню при новом положении регулирующих клапанов.

В некоторых схемах регулирования для улучшения динамики переходных процессов на регулятор 2 заводится импульс по расходу пара на турбину от расходомера 14, что позволяет при изменении мощности турбины сразу устанавливать величину нейтронного потока реактора, приблизительно равную требуемой. Точное приведение в соответствие мощности реактора и турбины осуществляется за счет наличия интегральной составляющей в законе регулирования регулятора давления.

В схеме рис. 9.1,б повышение давления пара второго контура приводит к увеличению средней температуры теплоносителя первого контура, что воспринимается термометрами 9 и регулятором 8. Регулятор 8 уменьшает мощность реактора, снижая температуру теплоносителя на выходе из реактора и возвращая таким образом среднюю температуру первого контура к прежнему значению. Уменьшение температурного перепада между первым и вторым контурами обеспечивается в установившемся состоянии за счет того, что увеличивается давление второго контура.

Описанные схемы обеспечивают статическое регулирование частоты сети.

Изменение заданной температуры (или давления) производится перемещением задатчиков 7, 10. Изменение мощности, которая вырабатывается блоком при номинальной частоте сети, производится перемещением синхронизатора турбины 11.

рис 9.2. Схемы регулирования блоков с реакторами ВВЭР, предназначенные для работы в базисном режиме.

а - программа p2=const; б - программа tcp=const.

На рис. 9.2 показаны схемы регулирования, предназначенные для работы по тем же программам, но в базисном режиме, в котором мощность блока (в статике) постоянна и не зависит от отклонений частоты сети. На рис. 9.2,а показана схема, реализующая программу p2=const, а на рис. 9.2,б -- схема, реализующая программу tcp=const. Отличие их от соответствующих схем рис. 9.1 заключается в том, что регулятор давления или температуры 8 действует не на мощность реактора, а на расход пара на турбину путем перемещения синхронизатора. При использовании такой схемы возмущения по частоте сети также приводят к перемещению клапанов турбины 13 за счет работы регулятора скорости 12, что вызывает изменение давления второго контура. В схеме рис. 9.2,а отклонение давления воспринимается регулятором давления 5, который, воздействуя на синхронизатор 11, перемещает клапаны в прежнее положение, что приводит к стабилизации давления на прежнем уровне. В схеме рис. 9.2,б изменение давления второго контура приводит к изменению средней температуры первого контура, что вызывает реакцию регулятора 8. При этом мощность реактора остается неизменной. Электрическая мощность генератора в первый момент после нанесения возмущения несколько изменяется (за счет аккумулирующей способности блока), а затем возвращается к прежнему уровню. Изменение заданной мощности блока производится воздействием на задатчик 4, а заданного давления (или заданной температуры) - на задатчики 7 или 10.

Описанные схемы представляют собой наиболее простые варианты схем регулирования, разработанные и применявшиеся в основном на ранних стадиях развития АЭС с реакторами ВВЭР и реализующие «чистые» программы регулирования (tcp=const или p2=const). Дальнейшее развитие этих систем шло по следующим направлениям:

· использование сложных импульсов (комбинации tcp и р2) Для возможности осуществления компромиссных программ;

· исключение регулирования плотности нейтронного потомка с непосредственным воздействием на регулирующие стержни реактора по сигналам давления или температуры;

· использование сигналов по мощности генератора или частоте сети .для улучшения динамики переходных процессов или возможности осуществления астатического регулирования частоты.



рис 9.3. Схемы регулирования блоков АЭС, предназначенные для работы по компромиссным программам в режиме астатического регулирования частоты.

В качестве иллюстрации рассмотрим схему регулирования, примененную на ряде АЭС ФРГ (Обригейм, Штаде, Библис) и изображенную на рис. 9.3,а. Система имеет регулятор средней температуры 8, работающий от термометров 9 и непосредственно воздействующий на приводы регулирующих стержней 3. Изменения давления пара во втором контуре воспринимаются манометром 6 и через регулятор 5 с помощью задатчика 10 меняют заданное значение средней температуры, поддерживаемое регулятором 8, а, следовательно, и мощность реактора таким образом, чтобы восстановить прежнее значение давления. С точки зрения статики регулирования система при этом работает аналогично системе, изображенной на рис. 9.1,а, поддерживая постоянное давление пара второго контура. Однако задатчик 10 имеет ограничение, благодаря которому воздействие по давлению передается только при малых значениях мощности. Начиная с некоторой мощности, регулятор 8 поддерживает постоянную среднюю температуру, т. е. регулятор давления 5 фактически выключается из работы, и схема работает аналогично изображенной на рис. 9.1,б (выбор непосредственной или каскадной схемы регулирования средней температуры оказывает влияние лишь на динамику переходных процессов). Таким образом, при малых мощностях система поддерживает p2=const, а на больших - tcp=const, осуществляя компромиссную программу. Заданное значение давления второго контура устанавливается задатчиком 7.

Другой особенностью системы является наличие регулятора мощности блока 14, который получает импульс по мощности блока, а также импульс заданной мощности от регулятора мощности энергосистемы 15 к в случае их несовпадения перемещает клапаны турбины 13 с помощью синхронизатора И и регулятора скорости 12, приводя мощность турбогенератора в соответствие с требованиями сети, что позволяет осуществлять как статическое, так и астатическое регулирование частоты.

Для работы по компромиссной программе, может быть использована схема рис. 9.3б, аналогичная схеме рис. 9.1.6, по отлича.ющаяся тем, что заданное здачение_температуры, поддерживаемое регулятором 8 и устанавливаемое задатчиком W, меняется при изменении мощности блока. Регулятор 8 через задатчик 4 устанавливает задание регулятору плотности нейтронного потока 2, работающему по сигналу от ионизационных камер. Так, в частности, выполнена схема регулирования АЭС Палисейдс в США, в которой в качестве пропорционального мощности сигнала использовано давление 6 за регулирующей ступенью турбины (могут быть также использованы другие параметры: активная мощность генератора или расход пара на турбину). В схеме рис. 9.3б (как и в схеме рис. 9.3,а) имеется регулятор мощности блока 14.

В некоторых схемах регулирования для уменьшения колебаний давления теплоносителя первого контура в регулятор мощности заводится дополнительный импульс по производной давления через дифференциатор 16.

9.6 Технический, экономический и социальный эффект внедрения АСУ ТП ТЭС

Технический эффект автоматизации проявляется как на самом технологическом оборудовании, так непосредственно и на технических средствах автоматизации в виде следующих составляющих:

1) Повышения экономичности работы технологического оборудования, уменьшения расхода топлива на выработку энергии или уменьшение электроэнергии на питание технических средств автоматизации.

2) Надёжность работы технологического оборудования и технических средств АСУ ТП как уменьшение числа отказов.

3) Долговечность работы технологического оборудования и технических средств АСУ ТП, как увеличение срока службы.

4) Повышение безопасности работы технологического оборудования и средств автоматизации.

Социальный эффект автоматизации проявляется в освобождении человека-оператора от тяжёлого физического труда, а в последнее время и от части интеллектуальной горения повышает КПД котла, что уменьшает общий расход топлива, а следовательно и выбросы вредных веществ в атмосферу.

Экономический эффект есть технический эффект, выраженный в у.е.

9.7 Техническая реализация

Назначение и общая характеристика КР - 300М

КР-300М -- это компактный многоканальный многофункциональный высокопроизводительный микропроцессорный контроллер, предназначенный для автоматического регулирования и логического управления технологическими процессами. Контроллер КР-300М эффективно решает как сравнительно простые, так и сложные задачи управления.

Контроллер предназначен для построения управляющих и информационных систем автоматизации технологических процессов малого и среднего (по числу входов-выходов) уровня сложности и широким динамическим диапазоном изменения технологических параметров, а также построения отдельных подсистем сложных АСУ ТП, обеспечивая при этом оптимальное соотношение производительность/стоимость одного управляющего или информационного канала.

Основные области применения контроллера:

АСУ ТП малой и средней сложности предприятий с непрерывными или дискретными технологическими процессами различных отраслей (энергетические, химические, нефте- и газодобывающие, машиностроительные, сельскохозяйственные, пищевые производства, производство стройматериалов, предприятия коммунального хозяйства т.п.).

Управление механизмами, агрегатами, линиями и т.п. как автономно, так и в составе АСУ ТП.

Контроллер предназначен для решения следующих задач:

Сбор информации с датчиков различных типов и ее первичная обработка (фильтрация сигналов, линеаризация характеристик датчиков, «офизичивание» сигналов и т.п.).

Выдача управляющих воздействий на исполнительные органы различных типов.

Контроль технологических параметров по граничным значениям и аварийная защита технологического оборудования.

Регулирование прямых и косвенных параметров по различным законам.

Логическое, программно-логическое управление технологическими агрегатами, автоматический пуск и останов технологического оборудования.

Математическая обработка информации по различным алгоритмам.

Регистрация и архивация технологических параметров.

Технический учет материальных и энергетических потоков (электроэнергия, тепло) различными участками производства

Обмен данными с другими контроллерами в рамках контроллерной управляющей сети реального времени.

Обслуживание технолога-оператора, прием и исполнение его команд, аварийная, предупредительная и рабочая сигнализация, индикация значений прямых и косвенных параметров, выдача значений параметров и различных сообщений на пульт контроллера ПК и ПЭВМ верхнего уровня.

Обслуживание технического персонала при наладке, программировании, ремонте, проверке технического состояния контроллера.

Самоконтроль и диагностика всех устройств контроллера в непрерывном и периодическом режимах, вывод информации о техническом состоянии контроллера обслуживающему персоналу.

Решение этих задач поддерживается аппаратными, программными и языковыми средствами контроллера.

Основные свойства

Контроллер КР-300М является программируемым изделием. Программирование контроллера осуществляется при помощи технологических языков, не требующих привлечения профессиональных программистов при разработке технологических программ ѕ языка Функциональных Алгоритмических БЛоков ФАБЛ и процедурного языка высокого уровня ПРОцедурный ТЕКСТ ПРОТЕКСТ. Процесс программирования на языке Фабл сводится к объединению в систему заданной конфигурации нужных алгоритмов, зашитых в постоянной памяти контроллера, на языке Протекст ѕ к записи условий, содержащих алгебраические или логические выражения. Созданная таким образом программа записывается в энергонезависимую флэш-память с электрической записью и электрическим стиранием.

Контроллеры КР-300М могут объединяться в локальную управляющую сеть МАГИСТР с конфигурацией «общая шина» и настраиваемой пользователем скоростью передачи данных. Для такого объединения никаких дополнительных устройств не требуются. Через сеть контроллеры могут обмениваться информацией в цифровой форме по витой паре проводов. Производительность сети обеспечивает обмен данными в реальном времени и позволяет рассматривать контроллеры сети как единую распределенную в пространстве систему.

Каждый контроллер КР-300М, независимо от того, включен он в сеть или нет, может взаимодействовать с любым внешним абонентом (например, ЭВМ верхнего уровня), имеющим интерфейс RS_232C, RS-485 или ИРПС.

Контроллер КР-300М содержит четыре функциональных подсистемы, поддерживаемых технологическими языками программирования и режимами работы пульта контроллера ѕ регулирующую, логическую, группового контроля и управления и программируемую. Первые три подсистемы поддерживаются обоими технологическими языками, последняя ѕ только языком ПроТекст. Функции всех подсистем выполняются контроллером параллельно, но пульт контроллера в каждый момент времени может взаимодействовать только с одной из подсистем, назначенной оператором.

Регулирующая подсистема контроллера позволяет вести локальное, каскадное, программное, супервизорное, многосвязное регулирование. Архитектура этой подсистемы обеспечивает возможность вручную или автоматически включать, отключать, переключать и реконфигурировать контуры управления, причем все эти операции выполняются безударно независимо от сложности структуры управления. В сочетании с обработкой аналоговых сигналов эта подсистема позволяет выполнить также логические преобразования сигналов и вырабатывать не только аналоговые или импульсные, но и дискретные команды управления.

Логическая подсистема контроллера формирует логическую программу шагового управления с анализом условий выполнения каждого шага, заданием контрольного времени на каждом шаге и условным или безусловным переходом программы к заданному шагу. В сочетании с обработкой дискретных сигналов эта подсистема позволяет выполнять также разнообразные функциональные преобразования аналоговых сигналов, вырабатывать не только дискретные, но и аналоговые управляющие сигналы.

Подсистема группового контроля и управления осуществляет информационный контроль и ручное управление большим количеством аналоговых и дискретных сигналов. В сочетании с возможностями контроллеров по обмену данными через контроллерную сеть эта подсистема обеспечивает работу контроллера в качестве диспетчера контроллерной сети, осуществляющего сбор, контроль и изменение данных других контроллеров.

Регулирующая, логическая и групповая подсистемы контроллера содержат встроенные программные средства взаимодействия с пультом контроллера, обеспечивающие его работу в стандартных штатных режимах, описанных в инструкции по эксплуатации. Эти средства позволяют вручную изменять режим работы, устанавливать задание, управлять ходом выполнения программы, вручную управлять исполнительными устройствами, контролировать сигналы и индицировать ошибки.

Программируемая подсистема обеспечивает взаимодействие с пультом на более низком уровне ѕ клавиш, светодиодов, цифровых индикаторов, что позволяет программировать работу пульта с помощью языка ПроТекст и создавать нестандартные, в том числе объектно-ориентированные режимы работы пульта. В этом случае инструкция по оперативному управлению контроллером создается разработчиком технологической программы.

Контроллер может выполнять свои функции, как в приборном, так и в календарном времени, как в приборных, так и в физических размерностях технологических параметров.

Кроме классических задач регулирования и логического управления контроллер может выполнять функции регистрации параметров в оперативной памяти и архивации параметров на твердотельном флэш-диске в календарном времени, с последующей выдачей этих параметров на ПЭВМ.

Стандартные аналоговые и дискретные датчики и исполнительные устройства подключаются к контроллеру КР-300М с помощью индивидуальных кабельных связей. Внутри контроллера сигналы обрабатываются в цифровой форме.

Встроенная батарея обеспечивает сохранение оперативных данных и работу таймера-календаря при отключении питания.

Контроллер КР-300М представляет собой комплекс технических средств. В его состав входят центральный микропроцессорный блок контроллера БК-М, до 4-х блоков расширения устройств связи с объектом БУСО-М и ряд дополнительных блоков.

Центральный блок преобразует аналоговую и дискретную информацию в цифровую форму, ведет обработку цифровой информации, осуществляет связь по сети и с верхним уровнем, ведет счет календарного времени, вырабатывает управляющие воздействия.

Блок БУСО-М предназначен для увеличения числа входов-выходов контроллера.

Дополнительные блоки используются для предварительного усиления сигналов термопар и термометров сопротивления, формирования дискретных выходных сигналов на напряжение 220 В, организации внешних переключений и блокировок и т.п.

Контроллер КР-300М является проектно-компонуемым изделием. Его состав и ряд параметров определяются потребителем и указываются в заказе.

В контроллере КР-300М встроены развитые средства самодиагностики, сигнализации и идентификации неисправностей, в том числе при отказе аппаратуры, выходе сигналов за допустимые границы, сбое в ОЗУ, нарушении обмена по сети и т.п. Для дистанционной передачи информации об отказе предусмотрены специальные дискретные выходы.

10. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

10.1 Воздействие радиации на биосферу

АЭС оказывает определенное воздействие на окружающую среду, cвязанное с отчуждением и расходом природных ресурсов, а также с различного рода загрязнениями: химическим, тепловым, и радиоактивным. Однако эти виды воздействия характерны на только для ядерной энергетики, но и для традиционной, основанной на использовании органического топлива.

Одной из самых важных особенностей ядерной энергетики является то, что в процессе работы АЭС в реакторе образуется большое количество радиоактивных изотопов, получающихся в результате деления ядер топлива (238U, 235U, 233U, 239Pu) и реакций поглощения нейтронов ядрами конструкционных материалов и замедлителя. Активность образующихся в реакторе радиоактивных продуктов чрезвычайно велика (~1010 Ки). Попадание в окружающую среду даже малой части радиоактивных продуктов может привести к опасным последствиям. Наибольшую опасность для биосферы представляют радиоактивные изотопы с большими периодами полураспада (T1/2). Например, для 90Sr, 137Cs T1/2<30 лет, а для некоторых трансурановых нуклидов Т1/2>1000 лет. Значит, полностью безвредными 90Sr и 13'Cs станут спустя 600 лет, а для трансурановых элементов потребуется период, в сотни раз больший. В связи с этим существует серьезная проблема удаления и безопасного для биосферы хранения радиоактивных отходов.

Влияние радиоактивного излучения на человека достаточно хорошо изучено, и в настоящее время разработана система мер и норм радиационного воздействия на население и персонал, работающий с источниками ионизирующего излучения.

Для характеристики воздействия ионизирующего излучения используется понятие поглощенной дозы D, определяющей среднее количество энергии излучения, поглощаемой в единице массы вещества: D = ДЕ/Дm, где ДЕ - энергия излучения, поглощенная веществом массой Дm.

Единицей поглощенной дозы является грей (1Гр = 1 Дж/кг). Широко распространена также внесистемная единица - рад: 1 рад = 10-2 Гр.

Степень воздействия излучения на биологическую ткань зависит не только от количества поглощенной энергии, но и от ее пространственного распределения. Для количественного определения пространственного распределения поглощенной энергии вводится характеристика, называемая линейной передачей энергии (ЛПЭ). Она определяет энергию, переданную заряженной частицей веществу, отнесенную к единице ее пути. Чем выше линейная передача энергии, тем больше степень биологического повреждения ткани.

ЛПЭ зависит от типа движущейся частицы и ее скорости. Для учета этого вводится эквивалентная доза Н:Н = D·K, где К - коэффициент качества излучения. Этот коэффициент зависит от типа излучения, его энергии и устанавливается на основе радиобиологических данных. Для г-излучения К = 1, для тепловых нейтронов К = 3, для нейтронов с энергией в интервале 1-5 МэВ К = 10, для нейтронов с энергией меньше 1 МэВ К = 7, а для б-излучения

К = 20.

Для характеристики эквивалентной дозы существует специальная единица бэр. Эквивалентная доза в 1 бэр соответствует поглощенной дозе в 1 рад при коэффициенте качества, равном единице. В СИ единицей эквивалентной дозы является зиверт (Зв). Если вещество подвергается воздействию нескольких видов излучений, эквивалентная доза равна сумме
доз каждого вида:

Из определения поглощенной дозы следует, что при одной и той же поглощенной дозе биологическое воздействие на ткань больше у излучения с более высоким коэффициентом качества. При облучении вещества доза со временем накапливается. Доза, отнесенная к единице времени, называется мощностью дозы Р : Р = dD(i)/ dt. Единицей мощности дозы является Вт/кг (Гр/с). В нормах радиационной безопасности в качестве единицы времени, как правило, используется год и вводится понятие годовой дозы.

В настоящее время, основываясь на опыте, накопленном при изучении действия радиации на биологические объекты, можно утверждать, что длительное облучение при дозах 5 бэр у персонала, работающего с источниками радиационного излучения, или дозах до нескольких сот миллибэр в год у населения в целом не вызывает никаких неблагоприятных изменений [1]. Нарушения генетического кода и раковые заболевания регистрировались лишь при воздействии больших доз (более 100 бэр).

Основные положения радиационной безопасности заключаются в следующем: 1) не превышать установленного основного дозового предела; 2) исключать всякое необоснованное облучение; 3) снижать дозы облучения до возможно низкого уровня. С точки зрения радиационной безопасности следовало бы вообще не допускать никакого облучения человека. Однако это невозможно по трем причинам. Во-первых, из-за наличия естественного радиационного фона, источником которого является космическое излучение и естественные радиоизотопы, содержащиеся в горных породах и почве. Кроме того, имеются источники внутреннего облучения (например, 40К, радиоактивные изотопы урана и тория), которые поступают в организм с питьевой водой, пищей и атмосферным воздухом.

Во-вторых, существует радиационный фон от естественных радиоизотопов, который образуется при использовании материалов, применяемых в жилищном строительстве, а также минеральных удобрений, часто содержащих радиоизотопы урана и тория. Определенный вклад в увеличение уровня ионизирующего облучения вносят радиоактивные элементы 226Ra, 228Ra, 232Th, 210Po, 210Pb, 40K, которые выбрасываются в атмосферу при сжигании угля в тепловых электростанциях.

От строительных материалов человек получает основную дозу облучения. Причем больше всего подвергаются облучению легкие. Облучение происходит при вдыхании 222Rn, 228Th и продуктов их распада 210РЬ, 210Ро

Третьим источником облучения являются радиоактивные осадки, выпадающие по всей планете в результате испытания ядерного оружия. Определенный вклад в формирование дозы вносит и диагностическое облучение в медицинских целях.

Вклад АЭС в дозу облучения крайне низок и составляет примерно 1,48·10-3 мбэр/год на 1 ГВт электрической мощности ЭС.

10.2 Радиоактивные отходы, образующиеся при работе АЭС, и их удаление

На АЭС радиоактивные элементы образуются в результате деления ядер топлива 238U, 235U, 233U, 239Pu и при реакциях поглощения нейтронов ядрами конструкционных материалов, замедлителя, топлива и т.д. Большинство из них имеют малые периоды полураспада (например, период полураспада 16N - 7,4 с) и не представляют опасности для биосферы. Потенциально опасны в смысле загрязнения окружающей АЭС среды лишь радионуклиды с периодами полураспада более нескольких минут или часов.

Радиоактивные изотопы, которые оказывают значительное воздействие на биосферу называются биологически значимыми радиоизотопами (радионуклидами).

Среди радионуклидов, представляющих наибольшую экологическую опасность, особо выделяют ядра 90Sr, 137Cs, а также некоторые изотопы трансурановых элементов (Pu, Аm, Cm). Эта опасность связана с их наибольшей среди продуктов деления активностью и относительно большими периодами полураспада.

В зависимости от физико-химических свойств продукты деления объединяют в следующие группы: 1) благородные газы (Кг, Хе); 2) летучие вещества (I, Cs и др.); 3) тритий(Т);

4) нелетучие вещества (La, Sr, Rb и др.).

Наиболее важная характеристика - период полураспада - некоторых биологически значимых радиоизотопов, образующихся при работе АЭС, приведена в табл. 6.2-6.4.

В табл. 6.2 даны периоды полураспада радионуклидов благородных газов и йода.

В табл. 6.3 даны периоды полураспада некоторых продуктов деления урана.

Приведем периоды полураспада биологически значимых продуктов активации ней тронами в реакторах.

При нормально работающей АЭС выход радиоактивных элементов в окружающую среду из ядерного реактора ограничен. На возможном пути их выхода создается ряд защитных барьеров.

Выход продуктов деления из твэлов в охлаждающий теплоноситель очень мал и возможен только в результате процесса диффузии и при различных дефектах в металлических оболочках.

Особое место среди радионуклидов, представляющих опасность для биосферы, занимает тритий, который образуется при реакциях деления и активации: D(n,г)T; 6Li(n, г)T; 3Не(n, г)Т. Он легко проникает через различные материалы. Так, например, через оболочку твэла из нержавеющей стали проникает до 80% образующихся при реакциях деления ядер трития. Количество трития, выделяемого при работе АЭС, определяется ее типом. В реакторе РБМК активность за счет трития, образующегося при реакциях деления, составляет в год 18-20 Ки на один МВт электрической мощности, а в реакциях активации - 1,1 Ки. Для реакторов, использующих в качестве теплоносителя тяжелую воду, радиоактивность за счет трития в реакциях активации значительно возрастает. Так в реакторе HWR в результате реакций D(n, г)T в год образуется трития активностью 600 Ки на 1 МВт электрической мощности . Для уменьшения выхода трития применяют специальные сплавы, содержащие цирконий, который образует с тритием химические соединения. Это позволяет снизить выход трития через оболочку твэла до 1%.

Таблица 10.1

Нуклид	Tl/2	Нуклид	Т1/2	Нуклид	Т1/2
85Kr	10,8 лет	133Хе	5,3 сут	129I	1,6·107 лет
85Kr	4,4ч	133mХе	2,3 сут:	131I	8сут
87Kr	1,3ч	135Хе	9,2ч	135I	21ч
88Kr	2,8ч	135mХе	15, 6 мин	135I	6.7 ч

Таблица 10.2

Нуклид	Tl/2	Нуклид	Tl/2	Нуклид	Т1/2	Нуклид	Т1/2
88Sr	50 сут	143Pr	24 сут	95Zr	65 сут	95Nb	35 сут
90Sr	28,5 года	143Ce	290 сут	103Ru	40 сут:	95Zr	63 сут
91Y	58 сут	155Eu	1,7 года	106Ru	1 год	110mAg	270 сут
95Nb	35 сут	14C	5730 лет	129mTl	37 сут	241Pu	23,3 года
51Cr	28 сут	41Ar	1,8 ч	59Fe	45 сут	134Cs	2,1 года
54Mn	313 сут	242Cm	0,45 года	60Co	5,3 года	137Cs	30 лет
58Co	71 сут	T	12,3 года	65Zn	244 сут	140Ba	13 сут
139Pu	2,4·103 лет	141Ce	33 сут	241Am	485 лет

По мере работы АЭС в теплоносителе также происходит накопление активированных продуктов коррозии, которые представляют определенную экологическую опасность. Чтобы не было контакта теплоносителя с окружающей средой, контур, где он циркулирует, замкнут и способен выдержать большое давление. Ядерный реактор с циркуляционным контуром заключен обычно в защитную оболочку, предназначенную для удержания радиоактивных веществ при разрыве контура теплоносителя.

Радиоактивные отходы АЭС делятся на три вида: газообразные, жидкие и твердые.

Газообразные отходы АЭС обычно содержат радиоактивные благородные газы (см табл. 6.2), немного трития, йода и радиоактивные аэрозоли. В основном газообразные отходы выделяются при очистке теплоносителя первого контура. Вначале газообразные отходы проходят специальную обработку, включающую выдержку в газгольдерах для уменьшения активности короткоживущих радионуклидов, и очистку в различного рода фильтрах.

Затем газы выбрасываются в атмосферу через трубы высотой 100-150 м. Очистка сбросного воздуха АЭС настолько эффективна, что газообразные отходы не загрязняют почву вокруг станции. При этом расчетная доза облучения на одного человека, проживающего вблизи электрической станции мощностью 1000 МВт, не превышает 2 мбэр/год, что сравнимо с колебаниями естественного радиоактивного фона.

Жидкие отходы образуются при работе выпарных аппаратов и ионообменных фильтров, в которых производится очистка воды, конденсатов и иных малосолевых вод. Эти отходы также подвергаются очистке. Очищенная вода используется вновь, а концентрированные жидкие отходы собираются в специальные емкости, подвергаются отвердеванию и хранятся в специально отведенных местах. Допускается сброс только очищенных вод. Удельная активность сбрасываемых вод не превышает уровня, разрешенного санитарными нормами.

Твердые отходы АЭС состоят из частей и элементов использованного оборудования (неисправные приборы, элементы фильтров, топливных каналов и т.п.), израсходованных материалов (бумага, ветошь) и веществ, образующихся в результате отвердения жидких радиоактивных отходов. Твердые отходы прессуются, помещаются в специальные металлические ящики и транспортируются в хранилища, расположенные на территории АЭС. На легководных реакторах суммарная активность образующихся за год твердых отходов не превышает 10 Ки/МВт.

Наблюдения, проводившиеся в течение нескольких лет до и после пуска ряда АЭС (как в странах бывшего СССР так и за рубежом), показали, что радиационная обстановка в районе электростанций остается на уровне естественного фона.

Таким образом, многолетний опыт развития ядерной энергетике показывает, что проблема радиационной безопасности АЭС в нормальном режиме эксплуатации успешна решена.

10.2 Удаление радиоактивных отходов

Глубокое упаривание (кальцинация) жидких отходов. За счет прокаливания (интенсивной сушки) жидкие радиоактивные отходы (концентраты) переводят в твердую форму. Полученные этим способом твердые отходы хранят в герметичных контейнерах, так как они достаточно пористы и легко растворяются под действием воды и влаги.

Цементирование жидких отходов. Сущность цементирования заключается в том, что среднеактивные жидкие отходы с содержанием солей 100-200 г/л переводят в твердую фазу путем изготовления на их основе цементных блоков различной формы. Для цементирования радиоактивных растворов используется высокомарочные гидростойкие цементы. При этом способе отвердения объем радиоактивных отходов за счет цемента увеличивается в 1.5-2 раза. Цементные блоки, в виде твердых отходов значительно удобней и дешевле хранить в специальных могильниках, не допускающих контакта с водой и, следовательно, выщелачивания цементных блоков.

Битумирование жидких отходов. Наиболее надежным и перспективным способом отвержения жидких радиоактивных отходов на АЭС является битумирование. Битумированю можно подвергнуть не только любые концентрированные жидкие отходы АЭС с высоким содержанием солей (до 200-250 г/л), но так же растворы и пульпы, содержащие ионообменные смолы, сорбенты и различные фильтровальные материалы.

Сущность битумирования заключается в том, что жидкие радиоактивные отходы в разогретом состоянии (t=100..200 0C) равномерно смешиваются с битумом. В результате образуются твердые, влагостойкие бдоки, содержащие радиоактивные соли до 50% общей массы.

Битумные монолитные блоки надежно фиксируют в себе радиоактивные вещества и могут длительное время храниться в любых ХТО. Установки для битумирования жидких отходов-битуматоры производительностью 200-600 л/ч предусматриваются в проекте АЭС.

11. УЧЕТ ОХРАНЫ ТРУДА ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГЕНПЛАНА КОМБИНИРОВАННОЙ АЭС

Основные требования к выбору места строительства комбинированной АЭC диктуются стремлениями уменьшить стоимость строительства и способствовать повышению экономичности и надежности эксплуатации. Расположение станции согласуется с перспективным планом развития района.

Составление генерального плана АЭС решается как взаимосвязанное со всеми техническими решениями по отдельным элементам станции, с учетом компоновки главного корпуса и с учетом особенностей выбранной площадки для строительства. Комбинированную АЭС располагают в центре электрических нагрузок, которые ей надлежит покрывать, согласно СНиП II-89-80 ”Генпланы промышленных предприятий”. Это не всегда удается, особенно для гидростанций. Для тепловых электростанций на органическом топливе приходится считаться с близостью к району добычи топлива, особенно когда идет речь о низкокалорийных углях. Атомные станции свободны от этого требования, и в этом одно из преимуществ.

При выборе места строительства комбинированной АЭС, необходимо считаться с близостью и удобством использования источника технического водоснабжения. Особенно это важно для конденсационных электростанций, в конденсаторе которых конденсируется значительная часть пара, поступающего в турбину. Так как турбины насыщенного пара, характерные для атомных электростанций, требуют значительно большего расхода циркуляционной воды, то для АЭС условия, связанные с техническим водоснабжением, играют иногда решающую роль при выборе места строительства. Обязательное условие - незатопляемость территории при любом уровне паводковых вод. Совершенно необходима простая и удобная связь с железной дорогой, пользоваться которой придется как при строительстве (подвоз строительных материалов и оборудования), так и в процессе эксплуатации (доставка свежего, вывоз отработавшего ядерного горючего и т.п.).

Мощной атомной электростанции предстоит работать в электрической системе, поэтому площадка для строительства обеспечивает удобный вывод высоковольтных линий электропередачи (ЛЭП). Площадку и ее размеры выбирают с учетом возможного расширения АЭС, т.е. исходя из размещения оборудования полной мощности станции, а не только первой очереди строительства. Причем некоторые сооружения строят, исходя из полной мощности станции, а другие - с учетом возможного их расширения при минимальной стоимости их и максимальном удобстве эксплуатации. По размерам площадку выбирают достаточной для рационального по условиям технологического процесса размещений всех необходимых зданий и сооружений. Рельеф местности ровный, не требуюет планировочных работ, с минимальным поверхностным стоком (уклон 0,005 - 0,01).

Затраты на отчуждение земель под строительство электростанции (снос жилых поселков, лесных и сельскохозяйственных угодий) - минимальные, причем в первую очередь используют не колхозные земли, а земли Госфондов. Для обоснованного выбора площадки проводятся топогеодезические изыскания, инженерно-геологические работы (изучение режима грунтовых вод и исследования состава и строение пород), а также гидрологические и метеорологические изыскания (дебит и уровни источника водоснабжения, паводковые режимы и др.); изучается естественная радиационная обстановка в районе размещения комбинированной АЭС для последующего сопоставления с ней дальнейших по уровню радиации, наблюдаемой при эксплуатации АЭС.

Стремление максимально защитить население от воздействия повышенно радиации при возникновении на АЭС максимальной проектной аварии побудило защитные мероприятия, предусмотренные проектом самой АЭС, дополнить нормированием минимального расстояния до ближайшего населенного пункта: до 25 км при численности населения до 300 000 человек и до 40 км при численности населения 1 млн. и более [3]. На основе опыта эксплуатации электростанций можно ожидать в дальнейшем сокращения требуемых расстояний от АЭС до городов, что сделает более перспективным строительство теплофикационных атомных электростанций.

При выборе площадки для строительства отдается предпочтение участкам с глубоким стоянием грунтовых вод с мощными слоями глинистых и суглинистых водоупорных грунтов. Уровень грунтовых вод предпочтителен не менее чем на 1,5 м ниже дна подземных емкостей, заполняемых радиоактивными отходами. В противном случае сооружение таких хранилищ удорожается за счет необходимости производства сложных гидроизоляционных работ. Атомную станцию располагают с подветренной стороны по отношению к ближайшему населенному пункту. Участок, отводимый для АЭС, хорошо проветривается, поэтому при изысканиях особое внимание обращается на ветровой режим. Вокруг АЭС создаются санитарно-защитная зона и зона наблюдения, размеры которых устанавливаются по согласованию с органами санитарного надзора с учетом конкретных условий площадки.

В санитарно-защитной зоне располагают здания и сооружения подсобного и обслуживающего назначения: пожарные депо, прачечные, помещения охраны, гаражи, склады (за исключением продовольственных), столовые для обслуживающего персонала, административные и служебные здания, здравпункты, ремонтные мастерские, транспортные сооружения, сооружения технического водоснабжения и канализации, временные и подсобные предприятия строительства и т.д. В пределах санитарно-защитной зоны исключается проживание населения и расположения школ, но допустимы выпас скота и размещение сельхозугодий.

Вокруг пункта подземного хранения жидких радиоактивных отходов устанавливают дополнительную санитарно-защитную зону, ширину которой выбирают, исходя из местных гидрогеологических условий, количества и состава удаляемых жидких отходов. В пределах этой зоны запрещается использовать поверхностные и подземные воды для хозяйственно-питьевого и сельскохозяйственного водоснабжения.

Территория промышленной площадки АЭС и ее жилого поселка озеленена, а безрельсовые пути в их пределах - заасфальтированы. Кроме того, предусмотрены устройства или механизмы для периодической обмывки транспорта и подъездных путей. При размещении производственных зданий и сооружений промышленную площадку станции условно разделяют на «чистую» зону и зону возможного загрязнения. Эти зоны четко отделяются друг от друга, причем предусматриваются устройства для дозиметрического контроля и обмывки транспортных средств и путей сообщения между зонами.

В зоне возможного загрязнения располагают главное здание, хранилища радиоактивных отходов, спецводоочистку, газгольдеры выдержки, мастерские для ремонта оборудования, загрязнение которого возможно. Эти здания находятся с подветренной стороны по отношению к другим строениям; административные помещения и столовую для эксплуатационного и ремонтного персонала располагают в «чистой» зоне промышленной площадки; хозяйственно-питьевое и производственное водоснабжение разделяют. Связи между зданиями осуществляются с помощью проходных тоннелей и закрытых эстакад, чтобы обеспечить удобный проход персонала по всей площадке АЭС.

Для удаления и обезвреживания жидких отходов, не содержащих радиоактивных веществ, сооружают хозяйственно-фекальную и производственно-ливневую канализации. Кроме того, предусматривают специальную канализацию для радиоактивных стоков, включающую в себя собственно технологическую (трапные воды, растворы после дезактивации контура теплоносителя, воды «активного» дренажа, сбросы из системы теплоносителя и др.), а также стоки от спецпрачечной, очистных устройств. Жидкие радиоактивные отходы попадают в очистные сооружения, имеющиеся как в отдельных помещениях, так и в зданиях реакторов. Трубопроводы с активными жидкостями прокладывают изолированно от других коммуникаций для локализации возможных аварий и ликвидации их без нарушения нормальной эксплуатации. Прокладка этих трубопроводов должна предусматривать возможного быстрого обнаружения утечек. Трубопроводы спецканализации малоактивных растворов (до 10-5 Ки/кг) можно укладывать непосредственно в грунт с устройством колодцев через каждые 40-50 м по длине. Если грунт водонасыщен, то эти трубопроводы укладывают в каналах (лотках) с надежной гидроизоляцией, предотвращающей проникновение раствора в грунт. Каналы (лотки) снабжают устройствами для обнаружения и ликвидации протечек. Все эти коммуникации строят с уклоном в сторону их опорожнения.

Для строительства АЭС рекомендуется площадка прямоугольной формы. Генеральный план промышленной площадки обосновывает удобное взаимное расположение всех наземных зданий и подземных инженерных сооружений с учетом организации внутриплощадочного транспорта (автомобильного и железнодорожного). На генеральном плане размещаются: главное здание станции, распределительное устройство, повысительная подстанция, хим-водоочистка, административно-бытовой корпус, подсобные здания (мастерские, склады, гараж и т.п.) и проложены коммуникации водопроводов и канализаций, а также подъездные железнодорожные и автомобильные пути. Мощности АЭС в настоящее время принимаются большими - 4-6 млн. кВт. Поэтому атомные электростанции строят очередями, но генеральный план составляют на полную мощность.

При использовании оборотного водоснабжения на генеральном плане предусматривается место для расположения охладителей для блоков, следующих после первой очереди. Расстояние между градирнями при расположении в одном ряду равно 0,5 диаметра градирни, а между рядами градирен - 0,77 диаметра. Выдерживается и расстояние от брызгальных бассейнов и градирен до всех зданий станции и особенно до открытого распределительного устройства. Обычно в зависимости от сила господствующих ветров их направления все основные сооружения отдаляют от градирен на 20-40 м, а подстанцию - на 40-60 метров. Для брызгальных бассейнов эти цифры увеличивают соответственно до 60-100 и 60-120 метров [5]. Если эти условия не будут соблюдены, то возможен занос в сооружения водяных паров и капельной влаги, которые могут нарушить эксплуатацию и вызвать аварию в зимних условиях, создав наледи на оборудовании и линиях электропередач.

Все здания размещают с учетом пожарных норм, с обеспечением подъезда к ним. Железнодорожные подъезды к главному корпусу подведены как со стороны машинного зала, так и со стороны реакторного помещения. Маслохозяйство и азотно-кислородную станцию для большей пожарной безопасности размещают на окраинах промышленной площадки с расстояниями от ближайших сооружений 20-30 метров. Их здания сооружаются на полную мощность АЭС.

Главный корпус станции располагают на расстоянии не менее 20 м от любого из зданий. Всю территорию АЭС огораживают. Расстояние от ограды - не менее 6 м до любого из сооружений АЭС, кроме брызгального бассейна, для которого оно увеличивается до 20 метров. Кроме того, при сооружении следующих очередей эксплуатируемая часть отделяется от строящейся, причем расширение АЭС организуется так, чтобы не снижать надежности и безопасности работы действующих блоков.

Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями в зависимости от степени огнестойкости и категории производств принимаем по СНиП II-89 - 80 (табл.11.1).

Таблица 11.1.

Степень огнестойкости зданий или сооружений	Расстояние между зданиями и сооружениями (м) при различной степени их огнестойкости
	I,II	III	IV,V
I,II	Не нормируется для зданий и сооружений с производствами категорий Г и Д - для категорий А, Б, В	9	12
III	9	12	15
IV,V	12	15	18

К началу эксплуатации электростанции в соответствии с проектом на территории станции заканчиваются и такие работы, как планировка, благоустройство и озеленение соответствующей части территории; устройства для организованного отвода ливневых вод от зданий, сооружений с территории; автомобильные дороги, пожарные проезды и подъезды со всеми устройствами на них. дренажные и канализационные системы, хозяйственный, питьевой и пожарный водопроводы, средства тушения пожаров, санитарно-бытовые устройства, канализация и отопление; сети наружного освещения. Скрытые под землей водопроводы канализационные и теплофикационные устройства, газопроводы, а также подземные кабели в местах, не имеющих постоянных сооружений, для ориентира имеют на поверхности земли специальные указатели.

...