Река город Украина АЭС ассоциации

Украина

Таблица. Атомные электростанции Украины.

Название электростанции Количество энергоблоков Тип используемых реакторов Географическое местоположение Ежегодный объём вырабатываемой электроэнергии
Запорожская АЭС 6 ВВЭР-1000 город Энергодар, Запорожская область, рядом с Каховским водохранилищем 40-42 млрд кВт·ч
Хмельницкая АЭС 2 ВВЭР-1000 город Нетешин, Славутский район Хмельницкой области, возле реки Горынь 7 млрд кВт·ч
Ровенская АЭС 4 2 — ВВЭР-440, 2 — ВВЭР-1000 город Кузнецовск, Ровненская область, около реки Стыр 11-12 млрд кВт·ч
Южно-Украинская АЭС 3 ВВЭР-1000, город Южноукраинск Николаевской области на берегах Южного Буга 17-18 млрд кВт·ч

На Украине также имеются две недействующие АЭС:

  • Чернобыльская АЭС — с 15 декабря 2000 года выведена из эксплуатации.
  • Крымская АЭС — возведено только здание станции. Строительство прекращено ещё в советские времена, когда стало ясно, что при проектировании была допущена недооценка сейсмической активности крымского региона. Корпус реактора ВВЭР-1000 порезан на металлолом в 2005 году.

До сих пор все украинские АЭС оснащались реакторами российского производства ВВЭР-440 и ВВЭР-1000. Теперь же Украина планирует проводить международный тендер на строительство новых блоков.

На Запорожской АЭС сооружено сухое хранилище отработанного ядерного топлива (СХОЯТ), которое начало свою работу в августе 2001 года, когда на 2-ом энергоблоке станции была начата загрузка отработанных тепловыделяющих сборников в первую многоместную герметичную корзину. Проектный объём СХОЯТ на Запорожской АЭС — 380 контейнеров, что обеспечит хранение отработанных топливных сборок, которые будут изыматься из реакторов в течение всего срока эксплуатации станции. В декабре 2005 государственная атомная энергетическая компания «Энергоатом» подписала договор с американской компанией «Holtec International» на проектирование и строительство хранилища отработанного ядерного топлива сухого типа. Это хранилище будет использоваться для хранения отработанного ядерного топлива с остальных — Ровенской, Южно-Украинской и Хмельницкой — атомных электростанций Украины, которое пока вывозится в Россию.

В 2010 году продлен на 20 лет ресурс первого энергоблока Ровенской АЭС, в 2011 году ведутся работы по продлению ресурса второго энергоблока Ровенской АЭС и первого энергоблока Южно-Украинской АЭС.

Новая стратегия развития энергетики Украины до 2030 года

Решающую роль в принятии новой энергетической стратегии Украины сыграли два фактора:

  • существенное повышение цен на нефть на мировых рынках в 2005 и начале 2006 года.
  • Газовый конфликт между Россией и Украиной 2005—2006

На протяжении 2005 года цены на нефть на мировом рынке испытывали значительные колебания, в основном в сторону повышения. За 2005 год экспортная цена нефти на условиях поставки Urals (med) выросла почти на 36 % (с 295 до 400 долл. за тонну). Цены на российскую нефть, поступающую на переработку на Украину, выросли за этот же период почти на 70 %.

Новая стратегия развития энергетики, разработанная на период до 2030 года, состоит в уменьшении доли потребления газа и нефтепродуктов на электростанциях и приоритетном развитии угольной и атомной энергетики. Важная роль в этом документе отведена развитию гидроэнергетики, использованию альтернативных источников энергии и шахтного метана, который, по приблизительным расчётам, в шахтах Донбасса имеется в количествах 12 триллионов м³, но на данный момент просто расточительно выкидывается в атмосферу. Неотъемлемой частью новой концепции также является внедрение энергосберегающих и ресурсосберегающих технологий. Последние будут внедряться на ТЭС путём замены старого, почти полностью изношенного оборудования, оставшегося с советских времён.

История РАЭС

В 1971 году началось проектирование Западно-Украинской АЭС, которую в процессе строительства переименовали в Ровенскую.

В документах на русском языке станция называется Ривненской. Сокращённое наименование — ОП РАЭС, где ОП означает обособленное подразделение НАЭК «Энергоатом».

В 1973 год началось строительство станции.

Два первых энергоблока с реакторами типа ВВЭР-440 были введены в эксплуатацию в 1980—1981 годах, а 3-й энергоблок — миллионник — в 1986 году.

Ровенская АЭС первая атомная станция Советского Союза, которая прошла проверку МАГАТЭ в начале 1989 года.

В состав комиссии входили ведущие специалисты Японии, США, Канады, Франции, Германии, Финляндии и других стран мира.

Зарубежные эксперты и наблюдатели высоко оценили уровень безопасности станции. В итоге проверки Ровенская станция решением Европейского союза выбрана для выполнения ряда международных проектов.

В 1984 году началось строительство 4-го энергоблока РАЭС, в 1991 году планировалось введение его в эксплуатацию.

Работы приостановили вследствие введения моратория Верховной рады на сооружение ядерных объектов на территории Украины.

Строительство возобновилось в 1993 году после отмены моратория. Было проведено обследование 4-го энергоблока, подготовлена программа его модернизации и досье проекта завершения строительства. Проведены также общественные слушания по этому вопросу.

10 октября 2004 года 4-й энергоблок Ровенской АЭС был введён в эксплуатацию. Реакторные установки 3-го и 4-го энергоблоков Ровенской АЭС относятся к «большой серии» ВВЭР-1000 (В-320).

10 декабря 2010 года выездная сессия Государственной инспекции ядерного регулирования приняла решение о продлении срока эксплуатации энергоблоков № 1 и 2 на двадцать лет.

В 2011 году станцией было выработано 17 550 миллионов кВт·ч электроэнергии, что составляет 19,4 % производства на атомных электростанциях Украины.

Автоматизированная система контроля радиационной обстановки, в составе которой 16 постов на территории промплощадки Ровенской АЭС и 13 — в санитарно-защитной зоне и зоне наблюдения РАЭС (30-километровая зона) и 2 метеорологических комплекса.

АСКРО обслуживают радиохимики, инженеры-физики, программисты, электронщики, метеорологи (около 30 специалистов). Комплекс АСКРО является уникальным для Украины.

Постами АСКРО производится измерение активности газо-аэрозольных выбросов и 131I через вентиляционные трубы энергоблоков Ровенской АЭС, жидких сбросов РАЭС, мощности дозы.

Авария на Ровенской АЭС

Энергоблок №1 РАЭС проектной электрической мощностью 440 МВт с реакторной установкой ВВЭР-440 введен в действие 22.12.80 г. и в период до 22.01.82 г. работал на различных уровнях мощности, вплоть до максимально разрешенной – 90% от номинальной.

За этот период блок выработал 2,08 млрд. кВч электроэнергии, имел 3 остановки на ППР и 25 неплановых остановок по сигналу A3-1. Энерговыработка активной зоны составила 225 эфф. суток.

Блок является первым отечественным блоком из серии унифицированных АЭС с реактором ВВЭР-440 (проект B-2I3).

Хмельницкая АЭС

Хмельницкая АЭС (ХАЭС) атомная станция, расположенная на территории Украины, в городе Нетешин Хмельницкой области. Рядом с …
«Подробнее»

На блоке имеется 3 САОЗ, увеличено по сравнению с проектом В-230 количество технологических систем, автоматики и блокировок, установлен информационно-вычислительный комплекс “Уран-11”.

Необходимо понимать, что масштаб времени, зафиксированный на лентах многих самописцев (2 см/ч), позволяет только ориентировочно отразить изменение параметров во времени.

Программа «Роса» комплекса «Уран-2», предназначенная для фиксации параметров 1-го контура и в процессе аварийной ситуации, в режиме автоматической регистрации работу прекратила.

Персонал смены в сложной ситуации не фиксировал точное время включений и выключений ряда агрегатов.

В 01 ч.24 мин.(01.24) произошло отключение привода, в результате чего в активную зону упала в кассета АРК в ячейке 09-28. Произошло снижение мощности с 90% до 75%.

В 01.27 кассета была взведена оператором. При этом за 5 мин. мощность реактора возросла до 82% Nhoм.

В 01.32 по падению давления в 1-м контуре (115 кгс/см2) сработала аварийная защита АЗ-2.

Падение давления в 1-м контуре произошло при достижении мощности 82% Nhoм и P1к = 125 кгс/см2 из-за обрыва шпилек горячего коллектора №5.

Обрыв шпилек привел к вскрытию крышки горячего коллектора и интенсивному поступлению воды 1-го контура с активностью 4,9*10-4 Ки/л в полость 2-го контура ПГ №5 и далее в паропровод и другие системы 2-го контура блока.

По расчетам, исходя из размеров и особенностей конструкции ПГ, вскрытие крышки горячего коллектора эквивалентно течи из 1-го контура сечением Ду=120 мм.

Через 12 с по дальнейшему снижению давления действием A3-1 по сигналу “Малая течь 1-го контура” реактор был заглушён. Давление в 1-м контуре при этом в течение первой минуты продолжало снижаться со скоростью 1 кгс/(см2.с).

Через 30 с в соответствии с проектной схемой по сигналу “Большая течь 1-го контура” включились в работу дизель-генераторы и аварийные СБ-3 системы аварийного охлаждения зоны (САОЗ-1,2,3) с резервом борированной воды 900 м3 при температуре 25-30°С и четыре гидроемкости с резервом борированной воды 200 м3 при температуре 40°С.

Аварийная система расхолаживания реактора сработала нормально. Автоматически закрылись БЗОК на линиях: а) непрерывной и периодической продувки ПГ; б) вывода ТН из 1-го контура: была отключена и переведена на работу по байпасу CBО-1; оператор БЩУ отключил ТГ- 2 стопорными клапанами.

Через 50 с при давлении в главном паровом коллекторе (ГПК) Р2к = 42÷43 кгс/см2 стопорными клапанами был отключен ТГ №l.

Через 60 с при Р1к < 60 кгс/см2 от трех гидроемкостей 1ГЕ-1÷3 начала поступать борированная вода в опускной участок и верхнюю камеру смешения реактора.

Включились насосы аварийной подпитки и начали подавать в холодные нитки 2-й, 3-й и 6-й петель борированную воду с суммарным расходом 240 м3/ч при Р1к = 40 кгс/см2.

Через 180 с давление Р стабилизировалось на уровне 40 кгс/см2 . Вода из ГЕ в 1-й контур поступать перестала. Всего до 180-й с в 1-й контур поступило 30 м3 борированной воды, и за это время температура контура снизилась на 50°С.

Через 5 мин после завершения ступенчатого пуска дизель-генераторов по команде НС АЭС была снята блокировка запрета ручного управления для возможности включения насоса подпитки (НБП).

Насос НБН-3 (производительность 50 м3/ч), включенный на 6-ю петлю, начал подавать борированную воду из деаэратора подпитки. В период 5-13 мин Р1к ≈ const ≈ 40 кгс/см2; ∂t1K, /∂τ ≈ -1°С/мин.

Через 13 мин из-за повышения уровня в ПГ №5 персоналом были приняты меры к отключению петли №5 по 1-му контуру – остановлен ГЦН-5 и закрыты главные запорные задвижки (ГЗЗ) по пятой петле.

Однако в связи с не плотностью задвижек поступление воды 1-го контура во 2-й продолжалось. Через 15 мин была подключена гидроемкость 1ГЕ-4, и в 1-й контур было введено 10 м3 борированной воды при t-40°C

В период 30-39 мин была обтянута задвижка на 5-й петле, в связи с повышением уровня в ПГ №3 персоналом была отключена петля №3 по 1-му контуру (остановлен ГЦН-3 и закрыты ГЗЗ), однако в холодной нитке петли задвижка закрылась на 50%; вследствие отключения (хотя и неполного) петель №№ 5 и 3 и локализации течи начался рост давления в 1-м контуре.

Через 39 мин при Р1К = 105 кгс/см2 произошло вторичное разуплотнение 1-го контура. При этом р за минуту упало до 40 кгс/см2 (гидравлика!!) при росте уровня в ПГ №1.

Разуплотнение 1-го контура в этот момент сопровождалось сильным ударом в районе отметки +15 м над БЩУ.

Таким образом, на З9-й мин. произошла разгерметизация петли №1. Как выяснено впоследствии, произошел обрыв шпилек горячего коллектора ПГ №1.

Аварийное поступление воды в 1-й контур и из 1-го во 2-й продолжалось. Персоналом была отключена петля №1 (остановлен ГЦН-1 и закрыты ГЗЗ).

Однако и после обжатия задвижки продолжали пропускать ТН. Давление в 1-м контуре и в ПГ №1, 3, 5 далее изменялось практически одинаково, что свидетельствовало о значительной неплотности арматуры.

На 45-й мин. сработали ПК ПГ №1, и после отключения ПГ №5, 3 и 1 циркуляция ТН по 1-му контуру осуществлялась 1 ГЦН-4, 2, 6.

В течение 50-51 мин персоналом были приняты меры к переводу охлаждения активной зоны через петли 2 и 6, в связи, с чем была отключена петля №4 (отключен ГЦН-4 и закрыты ГЗЗ).

Запорожская АЭС

Запорожская АЭС с мощностью в 6 000 МВт, расположенная в Энергодаре в юго-восточной …
«Подробнее»

Реактор в этот период охлаждался по 2-м петлям с работающими ГЦН-2, 6. Продолжали работать насосы аварийной подпитки 1-го контура, и через неплотные ГЗЗ отсеченных ПГ петель 1, 3, 5 продолжалось поступление воды во 2-й контур.

На 65 мин. отключились ГЦН-2 и 6, и в течение 27 минут имело место прекращение принудительной циркуляции через активную зону.

Охлаждение активной зоны происходило за счет естественной циркуляции при подаче в контур воды насосами аварийной подпитки. По неустановленной причине выпал сигнал «не разрешен пуск 1 ГЦН-2,6».

Персоналом были приняты меры к восстановлению принудительной циркуляции через активную зону. На 93-й мин. был включен 1 ГЦН-6, а на 126-й мин. – 1 ГЦН-2. В дальнейшем циркуляция осуществлялась насосами 1 ГЦН-2 и периодически- 1 ГЦН-6.

На 100-й мин. возникли гидроудары в главном паропроводе.

На 260-й мин. был осуществлен перевод энергоблока на режим расхолаживания по штатной схеме через ПГ №2 и №4.

На 330-й мин. был отключен по пару и воде ПГ №4 и подключен ПГ №6.

Leave a Comment