Проект блоку АЕС з реактором ВВЕР-1000

Размещено на http://www.allbest.ru/

Змiст

Вступ

1. Опис станції

1.1 Характеристика проектованої ЯЕУ АЕС

1.1.1 Опис основного устаткування

1.1.2 Вид теплоносія і робочого тіла

1.1.3 Спосіб перетворення енергії

1.1.4 Склад АЕУ

1.2 Основні споруди

1.2.1 Головний корпус

1.2.2 Реакторне відділення

1.2.3 Машинний зал і деаераторне відділення

1.2.4 Перший контур

1.2.5 Другий контур

2. Теплогідравлічний розрахунок реактора ВВЕР-1000

2.1 Вихідні дані

2.2 Визначення геометричних характеристик касети

2.3 Визначення габаритів АЗ

2.4 Визначення температури теплоносія, оболонки ТВЕЛа і пального по висоті АЗ

2.5 Визначення запасу по критичному тепловому потоку

2.6 Визначення гідравлічного опору АЗ

2.7 Результати тепло-гідравлічного розрахунку АЗ.

3. Нейтронно-фізичний розрахунок реактора

3.1 Визначення геометричних характеристик елементарного осередку Зейца-Вігнера

3.2 Визначення концентрацій атомів в осередку

3.3 Визначення температури нейтронного газу

3.4 Розрахунок коефіцієнта розмноження для нескінченого реактора

3.4.1 Визначення коефіцієнта розмноження на швидких нейтрона

3.4.2 Визначення числа вторинних швидких нейтронів

3.4.3 Вірогідність уникнення резонансного захоплення

3.4.4 Визначення коефіцієнта використання теплових нейтронів

3.4.5 Визначення коефіцієнта розмноження нескінченного реактора

3.5 Визначення ефективного коефіцієнта розмноження

3.6 Визначення компанії реактора

3.7 Розрахунок органів регулювання

3.7.1 Розрахунок поглинаючих стрижнів

3.7.2 Розрахунок борного регулювання

3.8 Результати нейтронно-фізичного розрахунку АЗ

4. Розрахунок теплової схеми з турбінною установкою к-1000-60/3000

4.1 Опис теплової схеми

4.2 Опис турбіни К-1000-60/3000

4.3 Вихідні данні

4.4 Визначення параметрів пари

4.5 Параметри основного конденсату

4.6 Параметри живильної води

4.7 Визначення витрат робочого тіла по елементах схеми турбіни

4.8 Витрата електроенергії на привід насосів

4.9 Показники теплової економічності

5. Дослідження впливу нейтронного випромінювання на матеріал оболонки ТВЕЛу

5.1 Структурні дослідження

5.2 Вивчення структури і динаміки кристалічних ґрат твердих розчинів на основі ZrО2

5.3 Текстурні зміни у вершині тріщини, що рухається

5.4 Методика експериментального дослідження

5.5 Результати експериментів

6. Охорона праці

6.1 Характеристика об єкта

6.2 Аналіз небезпечних і шкідливих виробничих факторів

6.2.1 Підвищена напруга

6.2.2 Температура

6.2.3 Освітлення

6.3 Заходи щодо зниження небезпечних і шкідливих факторів

6.3.1 Підвищенна напруга

6.3.2 Температура

6.3.3 Освітлення

6.4 Пожежна безпека

6.4.1 Технічні рішення протипожежного захисту

6.5 Розрахунок штучного заземлення

7. Радіаційна безпека

7.1 Зональність АЕС

7.2 Правила перебування в контрольованій зоні

7.3 Основні джерела випромінювання на АЕС

7.4 Дозове навантаження на людину, обумовлене газоаерозольним викидом АЕС

8. Розрахунок техніко-економічних показників

8.1 Вихідні дані

8.2 Розрахунок капітальних вкладень і оцінка вартісноосновних фондів АЕС

8.3 Оцінка вартості оборотних коштів

8.4 Розрахунок обсягу вироблення і відпуску електричної енергії

8.5 Розрахунок сумарних річних експлуатаційних витрат, пов'язаних з виробництвом і відпуском електричної і теплової енергії

8.6 Розрахунок собівартості одиниці електричної і теплової енергії

8.7 Визначення загального прибутку, рентабельності і беззбиткового

обсягу виробництва на АЕС

8.8 Зведені техніко-економічні показники

Висновок

Список використаної літератури

Вступ

Україна має потужний промисловий комплекс, для роботи якого потрібна електроенергія, як невід'ємна частка, без якої його розвиток значно гальмується, а подекуди взагалі неможливий. Зараз, для того, щоб вийти з економічної кризи, варто звернути увагу на енергетику, яка відіграє в житті країни не останню роль. Вона, як і більшість галузей промисловості потерпає від кризи. І не варто закривати на це очі, оскільки майбутнє України та її незалежність повністю залежать від енергетики.

Основа електроенергетики країни - Об'єднана Енергетична Система (ОЕС), яка здійснює централізоване електрозабезпечення споживачів. ОЕС взаємодіє з енергетичними системами суміжних країн та забезпечує експорт та імпорт електроенергії. В міру обставин, які склалися на даний момент, головне базове навантаження в енергопроблемі несуть АЕС. Це зумовлено тим, що більшість ТЕС простоюють по причині відсутності палива. Централізоване виробництво електроенергії в ОЕС виконують 14 ТЕС, 8 ГЕС та 4 АЕС, які входять до складу Національної Атомної Енергогенеруючої Компанії (НАЕК) “Енергоатом”. Кількість АЕС становила п'ять, але в результаті виведення з експлуатації 15 грудня 2000 року ЧАЕС їхня кількість скоротилася до чотирьох. Зараз в Україні діють 4 АЕС: Запорізька, Рівненська, Хмельницька та Южно-Українська. Співвідношення встановленої потужності з об'ємом виробництва е/е на АЕС України складає 26% до 44%. На 11 енергоблоках АЕС України встановлено реактори серії ВВЕР - 1000 і на двох енергоблоках реактори серії ВВЕР - 440, які за технічними характеристиками схожі до закордонних реакторів PWR. Проектний термін їх експлуатації 30 років. Через 10 років майже всі АЕС України відпрацюють свій термін.

З 1986 року на АЕС України здійснюється комплекс технічних заходів, спрямованих на підвищення безпеки та надійності ядерних енергоблоків. Досить велика кількість тепломеханічного та електротехнічного обладнання (від 2 до 5 одиниць на блок) вимагає заміни внаслідок закінчення терміну їх експлуатації. У зв'язку з високою вартістю заміни обладнання (близько 25 - 30 млн. доларів США для реакторного і турбінного відділень одного блока ВВЕР - 1000) і відсутністю на Україні його виробника, вживаються заходи щодо продовження терміну служби обладнання. Це зумовлює необхідність збільшення виробітку електроенергії за рахунок підвищення якості виконання робіт і ефективності управління. Окрім того, на ситуацію, що склалася, суттєво впливають фінансові труднощі. Значні складнощі в роботі АЕС за останні роки викликані залежністю від імпорту ядерного палива (імпортується на 100% з-закордону). Великим недоліком залишається відсутність необхідної інфраструктури для забезпечення надійної і безпечної роботи АЕС, включаючи наукову та інженерну підтримку їх експлуатації, забезпечення запасними частинами, змінним обладнанням та матеріалами вітчизняного виробника, економічно доцільну систему паливозабезпечення, заховання відпрацьованих ядерних паливних збірок і РАВ (радіоактивних відходів), особливо тих, що містять довго живучі радіоактивні елементи.

Для забезпечення необхідного рівня безпеки при експлуатації АЕС та створення умов для підвищення ефективності роботи АЕС в єдиній системі енергопостачання народного господарства і населення держави створено НАЕК “Енергоатом”.

Враховуючи виняткову важливість надійного функціонування АЕС, їх значний внесок в загальне виробництво електричної енергії, існуючий дефіцит органічного палива, в Україні необхідним є комплекс заходів щодо:

- підвищення безпеки функціонування енергоблоків;

- підвищення потужності діючих АЕС за рахунок їх модернізації;

- вирішення питання надійного та економічного забезпечення атомної енергетики ядерним паливом;

- вирішення питання про спорудження термінових сховищ ВЯП;

- вирішення проблеми надійного та безпечного зберігання РАВ.

Пріоритетною задачею на АЕС є забезпечення безпеки діючих енергоблоків з реактором ВВЕР-1000. Одним зі шляхів підвищення безпеки й ефективності роботи діючих блоків є модернізація й удосконалення працюючого устаткування.

1. Опис станції

Южно-Українська атомна електростанція призначена для постачання електроенергією південних районів України і входить в Об'єднану енергосистему Півдня. ЮУ АЕС є головною уніфікованою атомною електростанцією з моноблоковою компоновкою енергоблоків з серійною реакторною установкою ВВЕР. Розробники ЮУ АЕС прибули в Прибужжя в 1975 році, перший енергоблок поставлений під навантаження в 1982 грудні. Введення решти енергоблоків першої черги здійснювалося: в січні 1985 року введений в дію другий, у вересні 1989 року - третій. Потужність електростанції досягла 3000 МВт. При спорудженні ЮУ АЕС застосований поточний метод будівництва. Роздільне виконання будівельних робіт і такий же монтаж технологічного устаткування на кожному енергоблоці, високий відсоток блоковості будівельних конструкцій дозволили скоротити тривалість будівництва кожного енергоблоку в середньому на 25-30 %, а трудовитрати зменшити на 15-20 % проти нормативних.

Южно-Українська АЕС складається з трьох енергоблоків ВВЕР, які складають дві технологічні черги.

Перша черга АЕС включає енергоблоки №1 і №2, які відносяться до, так званої, малої серії. Характерною особливістю першої черги ЮУ АЕС є загальний машинний зал з деаераторним відділенням, де послідовно розміщено устаткування турбогенераторів першого і другого енергоблоків, блокові щити управління, системи безпеки, конденсатори турбін і т.д.

Комплекс енергетичного устаткування, що забезпечує роботу третього енергоблоку ЮУ АЕС, відноситься до другої черги атомної станції. Воно розміщено в окремій споруді-моноблоці, що включає реакторне відділення, машинний зал і допоміжні приміщення.

Южно-Українська АЕС розташована в північній частині Миколаївської області на лівому березі річки Південний Буг на відстані 340 км від м. Києва, 180 км. від м. Одеси і 120 км від м. Миколаєва.

Вигідні природно-кліматичні умови, розвинена мережа транспортних повідомлень, особливості рельєфу місцевості створили тут майже ідеальні умови для будівництва могутнього енергетичного комплексу з мінімальним збитком для навколишнього середовища.

Вихід АЕС на зовнішню мережу МПС здійснюється на станцію Южноукраїнська Одеської залізниці на ділянці Знаменка-Одеса, на відстані 3 км від АЕС.

Район будівництва Южно-Української АЕС розташований на лівобережжі р. Південний Буг. В радіусі 30 км від АЕС річка несудоходна. Територія цього району інтенсивно посічена мережею ярів, балок і долин. Території району промплощадки і будівельної бази мають значні висотні перепади, що коливаються в межах 98-120 м над рівнем моря. Переважаючими на протязі року є вітри північно-західні і північно-східні. Максимальна швидкість вітру за багаторічними даними досягала 24-28 м/с, з поривами до 34 м/с. Число днів з сильним вітром (рівним і більш 15м/с) в середньому за рік складає 30 днів. Найбільше число днів з сильним вітром за рік досягало 66. Повторюваність штилів і слабких швидкостей вітру до 2 м/с в році близько 30 %.

Відносна вогкість повітря в середньому за рік складає 71-75%. Найбільша середньомісячна відносна вогкість 81-87% наголошується в холодний період року (листопад-березень), 61-62% - теплий період (травень-серпень). Відносна вогкість зовнішнього повітря в 13 годин найжаркішого місяця рівна 43 %. Норма атмосферних опадів рівна 460 мм за рік, з них 300мм доводиться на теплий період (квітень-жовтень). Після введення Южно-Української АЕС над водосховищем-охолоджувачем в зимовий період частими наголошуються тумани, з видимістю в окремих випадках до 1-2 м. В безвітряну погоду туман спостерігається тільки над водосховищем, при вітрі туман може розповсюджуватися на сушу. Повторюваність туманів за рік 20-25%, за холодний період року - близько 60%.

Южно-Українська АЕС зі всіма основними елементами системи водозабезпечення розташована на лівому березі річки Південний Буг, приблизно в 159 км від гирла. У систему водозабезпечення першої черги включені наступні основні гідротехнічні споруди: водосховище-охолоджувач, підвідний канал, насосні станції підживлення і подачі води і скидні споруди. Технічне водопостачання першої черги АЕС базується на наливному водосховищі, створеному на балці Ташлик, підживлення якого в процесі експлуатації здійснюється з р. Південний Буг. По хімічному складу вода річки Південного Буга відноситься до гідрокарбонатного класу до групи кальцієвих вод. Загальна мінералізація коливається від 340 мг/л весною, до 900 мг/л в межень. Як показують спостереження, концентрація радіонуклідів у воді Ташликського водосховища практично відповідає концентрації в річці Південний Буг і на 2-4 порядки нижче гранично допустимого.

У геоморфологічному відношенні майданчик АС розташований на лівобережжі середнього перебігу р. Буг, на схилі вододільного плато річки П.Буг. Плато є рівниною, полого нахиленою в Пн-З напрямі, до балки Ташлик. Рівнина розчленована неглибокими лощинообpазними пониженнями, балками і ярами, абс. відмітками поверхні 95-125м. На ділянці розміщення споруд блоку N 1 природний рельєф утворений процесами вивітрювання і зносу (денудаційні форми рельєфу). Це пологий схил вододілу з абс. відмітками 98.5-105м і кутом нахилу до балки Ташлик 1.5-6 градусів. У центральній частині майданчика до планування простежувалося лощинообpазне пониження, слабо виражене в рельєфі. В даний час територія промплощадки спланована насипним грунтом до абс. відмітки 104м.

Досліджувана територія розташована на стику двох великих геостpуктуpних елементів : Українського кристалічного масиву і Причорноморської западини.

У геологічному розрізі району досліджень виділяються два структурні поверхи. Нижній поверх - гетерогенний кристалічний фундамент платформи, складений архейсько-ранньопpотеpозойськими гранітно-метаморфічними комплексами. Верхній структурний поверх утворений осадовим чохлом стародавньої платформи. На крутих схилах каньйонообpазної долини p. Південний Буг, а також в нижніх частинах схилів і днищах балок кристалічний фундамент покритий малопотужним грунтово-рослинним шаром або безпосередньо виходить на денну поверхню.

У гідрогеологічному відношенні район розташування ЮУ АЕС приурочений до Українського басейну тріщинних вод. За умов циркуляції, підземні води цього горизонту відносяться до тріщинних вод. Водорясність горизонту різна і залежить від ступеня тріщинуватості гранітів і наявності заповнювача в тріщинах. Горизонт (як правило) безнапірний, проте в місцях розвитку верхнього водоупору води набувають місцевий натиск. Живлення водоносного комплексу здійснюється за рахунок інфільтрації атмосферних опадів і перетікання з вищерозміщених водоносних горизонтів. Хімічний склад вод строкатий. Мінералізація їх змінюється в межах від 0.25 г/л (прісні води) до 3.4 г/л (слабосолені води), в окремих випадках досягаючи 5.3 г/л.

Відповідно до карти сейсмічного районування майданчик ЮУ АЕС розташований в зоні з сейсмічністю 5 балів. Аналіз опублікованих раніше робіт і виконаних досліджень показав, що основними сейсмо- небезпечними зонами в регіоні є:

1. Карпатсько-Балканська;

2. Кримсько-Чорноморська.

Струси в районі АЕС, в основному, приписуються до діяльності вогнищ землетрусів - частково Кримського, а головним чином - Карпатського регіону.

У корпусі реактору знаходиться активна зона, розташовані конструктивні елементи для організації потоку теплоносія і органи управління реактивністю. У якості палива використовується слабозбагачений двоокис урану. Устаткування першого контуру знаходиться в герметичній оболонці, виконаній із заздалегідь напруженого залізобетону. При раптових аварійних ущільненнях в устаткуванні і на трубопроводах реакторного відділення в гермооболочці локалізуються всі радіоактивні речовини. Це виключає їх потрапляння в оточуюче середовище.

Управління АЕС поєднує в собі централізований контроль, дистанційне керування основними технологічними процесами і автоматичне регулювання. Процес управління, швидке гасіння ланцюгової реакції, а також підтримка реактору в критичному стані, здійснюються органами системи управління і захисту (СУЗ). Процес регулювання потужності реактора або припинення ланцюгової реакції здійснюється шляхом виведення або введення в активну зону поглинаючих елементів. Контроль за параметрами ядерної установки, парової турбіни і електричного статкування здійснюється з блокового щита управління (БЩУ), куди передається оброблена інформація у вигляді основних параметрів і рекомендацій по зміні режиму. Електроенергія від блоків АЕС потрапляє в Об'єднану енергосистему Півдня України. Видача електроенергії здійснюється з відкритих розподільних пристроїв (ВРП) 750, 330, 150 кВ. Южно-Українська АЕС лініями електропередач напругою 750 кВ «Вінниця», «Дніпро» пов'язана з промислово розвиненими регіонами України.

1.1 Характеристика проектованої ЯЕУ АЕС

реактор атомний електростанція

1.1.1 Опис основного устаткування

Для енергетичного блоку, що розробляється, застосовується двоконтурна ядерна енергетична установка з потужністю генератора електроенергії 1000 МВт. Переваги цього типу енергоустановки полягають в тому, що розділені радіоактивний перший контур і нерадіоактивний другий. Це розділення дозволяє розташувати устаткування першого контуру в герметичну оболонку, яка запобігає потраплянню радіоактивних речовин в оточуюче середовище. Як джерело теплової енергії використовується корпусний ЯР водо-водяного типу з водою під тиском типа ВВЕР. Теплота, що виділяється твелами, відводиться безперервно циркулюючим теплоносієм в горизонтальний парогенератор поверхневого типа ПГВ, де і відбувається нагрів води другого контуру з подальшим випаровуванням. Пар, що генерується, подається на турбоагрегат, який приводить в дію генератор електроенергії типа ТВВ. Це тихохідна парова турбіна на насиченій парі з проміжною сепарацією і проміжним перегрівом пари типа К-1000-60/3000. Одноступінчатий проміжний перегрів пари здійснюється за рахунок відбору теплової енергії частини свіжої пари. Відпрацьований в головній турбіні пар прямує в головний конденсатор поверхневого типу. Як охолоджуюче середовище використовується технічна вода системи технічного водопостачання.

1.1.2 Вид теплоносія і робочого тіла

У якості теплоносія вибирається звичайна вода, яка знаходиться під тиском і одночасно є сповільнювачем нейтронів в активній зоні. Робочим тілом другого контура є пара. До чистоти води першого і другого контурів пред'являються особливі вимоги за вмістом солей, газів і механічних домішок. Для забезпечення підтримки необхідних норм за вмістом цих речовин у воді першого і другого контурів, передбачені спеціальні системи хімводоочистки.

1.1.3 Спосіб перетворення теплової енергії в механічну і механічної в електричну.

Ядерна ланцюгова реакція розподілу урану 235 в активній зоні ядерного реактора приводить до виділення великої кількості теплової енергії.

Ця енергія передається теплоносію при обмиванні ним тепловиділяючих збірок. Гарячий теплоносій потрапляє в парогенератор, де передає свою енергію робочому тілу. Пара подається на турбоустановку, в якій потенційна енергія пари, накопичена у вигляді високої температури і тиску, перетвориться в кінетичну енергію парового потоку, який, у свою чергу, призводить до обертання ротор турбіни. На валу турбіни знаходиться генератор із збудником. В генераторі відбувається перетворення механічної енергії в електричну. Електроенергія прямує до споживачів через лінії електропередач і є кінцевим продуктом роботи електростанції.

1.1.4 Склад АЕУ

Виходячи з вищевикладеного, до складу проектованої АЕУ включаємо наступне устаткування:

1. Ядерний реактор ВВЕР-1000.

2. Парогенератор ПГВ-1000.

3. Головний циркуляційний насос ГЦН-195 М.

4. Компенсатор тиску .

5. Парова турбіна типу К-1000-60/3000.

6. Деаератор

7. Сепаратор-пароперегрівач.

8. Головний конденсатор К-45600.

9. Конденсатний електронасос КсВА.

10. Турбоживильний насос ПТА.

11. Підігрівачі низького тиску.

12. Підігрівачі високого тиску.

13. Електрогенератор ТВВ-1000.

1.2 Основні спорудження

Основними спорудженнями є: головні корпуси енергоблоків; спецкорпус із санітарно-побутовим блоком, блоком майстерень і сполучною естакадою; об'єднаний допоміжний корпус; об'єднаний газовий корпус; спорудження технічного водопостачання; електротехнічні спорудження.

1.2.1 Головний корпус

Кожного з діючих енергоблоків, що вводяться, поєднує реакторне відділення, машинний зал і примикає до нього деаераторне відділення, а також приміщення розподільного пристрою власних потреб (зімкнуте компонування).

1.2.2 Реакторне відділення

Складається з герметичної частини - циліндричної оболонки діаметром 47,7 м зі сферичним куполом і негерметичного оббудовування. Основне технологічне устаткування реакторної установки - реактор (РУ), парогенератори (ПГ), головні циркуляційні насоси (ГЦН), компенсатор об'єму (КО), ємності системи аварійного охолодження активної зони (САОЗ), трубопроводи зв'язку - розміщено під захисною оболонкою в боксах з масивними стінами з важкого бетону і залізобетону. Оббудовування реакторного відділення розділені на зони суворого і вільного режиму. У зоні вільного режиму розташована: система надійного електропостачання власних потреб, блоковий і резервний щити керування, системи приточної вентиляції, аварійні живильні насоси з баками запасу знесоленої води, насоси технічного водопостачання з баками запасу води, запобіжні клапани парогенераторів.

У зоні суворого режиму оббудовування розміщені системи й устаткування, що мають контакт із радіоактивним середовищем першого контуру: системи аварійного розхолоджування реактору, розхолоджування басейну витримки, промконтуру ГЦН, організованих протічок, продувки-підживлення першого контуру, продувки парогенераторів, а також витяжної вентиляції з системою очищення газових здувок, маслосистема ГЦН, спецканализація й інше устаткування.

Конструкції герметичної оболонки реакторного відділення в основному виконуються з важкого бетону і залізобетону. Оболонка й оббудовування реакторного відділення встановлені на загальному фундаменті, основою якого служить масивна монолітна плита.

Перекриття негерметичної частини виконані зі збірних залізобетонних панелей.

Реакторне відділення має висоту 67,5 м і в плані являє собою квадрат зі стороною 66,0 м.

1.2.3 Машинний зал і деаераторне відділення

Мають у плані розміри 120х45 і 120х12 м відповідно, і торцем примикають до реакторного відділення.

Розташування турбоагрегату в машинному залі - подовжнє, стороною циліндра високого тиску звернена до реакторного відділення. У машинному залі встановлені також підігрівачі високого і низького тиску, насосне устаткування, маслосистема турбіни, система охолодження генератора й інше устаткування.

У деаераторному відділенні розміщені деаератор, живильні конденсатні насоси, блочна знесолювальна установка.

Висота машинного залу 35,5 м (низ ферм перекриття), триповерхового деаераторного відділення - 42,0 м (низ ригеля верхнього поверху). Оперативна відмітка обслуговування 15,0 м. Для обслуговування устаткування машинного залу в ньому встановлені два мостових крана вантажопідйомністю 200/32/5 і 15 т. В машинний зал передбачений звичайний залізничний в'їзд.

Природне освітлення машинного залу забезпечується вузькими стрічками вікон із заповненням прорізів світловими панелями. Покриття машинного залу виконано з утеплених комплексних панелей, деаераторного відділення - зі збірних залізобетонних елементів. З боку деаераторного відділення розташована прибудова електротехнічних пристроїв шириною 12,65 м, що представляє собою каркасне спорудження зі збірного залізобетону з перекриттями і покриттям з ребристих збірних плит. Така компоновка енергоблоку є найраціональнішою і відповідає вимогам безпеки, а також економічності виробництва, оскільки захисна оболонка реакторного відділення є одним з бар'єрів системи фізичного захисту.

Технологічна схема блоків - двоконтурна.

1.2.4 Перший контур

Перший контур - радіоактивний - містить у собі реактор і чотири циркуляційні петлі, кожна з яких складається з головного циркуляційного насосу, парогенератора і трубопроводів з аустенітної сталі з внутрішнім діаметром Dу= 850 мм.

Реактор ВВЕР-1000 електричною потужністю 1000 МВт є реактором корпусного типу з водою під тиском, що виконує функцію теплоносія і сповільнювача. Корпус реактору являє собою вертикальну циліндричну судину високого тиску з кришкою, що має рознімання з ущільненням і патрубки для входу і виходу теплоносія. У середині корпуса закріплена шахта реактора, що є опорою для активної зони, і служить для організації внутрішніх потоків теплоносія.

Активна зона реактора зібрана із шестигранних тепловиділяючих зборок (ТВЗ) з розміром «під ключ» 234 мм. ТВЕЛи в збірці розміщені по трикутним ґратам із кроком 12,76 мм. Діаметр ТВЕЛа 9,1 мм, діаметр паливних таблеток - 7,8 мм, маса завантаження двоокису урану (UO2) 1565 т. Одна ТВЗ містить 312 Твелів і 12 направляючих стержнів регулювання. Кількість ТВЗ в активній зоні - 163 шт., з них з регулюючими стержнями - 73 шт.

Заміна відпрацьованих касет відбувається на зупиненому і розущільненому реакторі. Щорічно відбувається вивантаження приблизно 1/3 робочих касет і довантаження такої ж кількості палива. Витяг відпрацьованих касет з реактора відбувається під водою спеціальною перевантажувальною машиною з дистанційним керуванням.

Теплоносій надходить у реактор через вхідні патрубки корпусу, проходить у низ по кільцевому зазору між шахтою і корпусом, потім через отвір в опірній конструкції шахти піднімається нагору через ТВЗ. Нагрітий теплоносій з голівок ТВЗ потрапляє в міжтрубний простір блоку захисних труб і через перфоровану обичайку блоку і шахти виходить з реактору в парогенератор.

Так само до устаткування першого контуру можна віднести устаткування СВО-1 (спецводоочистка). Байпасне очищення теплоносія першого контуру. Основною частиною цього устаткування є високотемпературні титанові фільтри (ВТФ), що працюють на перепаді тиску головних циркуляційних насосів. Призначення СВО-1 - очищення теплоносія першого контуру від механічних домішок і продуктів, що утворяться при контакті теплоносія з паливом, через щільності ТВЕЛів. За рахунок застосування фільтрів СВО-1 активність першого контуру на реакторі ВВЕР-1000 нижче аналогічних реакторів приблизно на три порядки.

Парогенератор ПГВ-1000 - однокорпусний горизонтальний апарат із зануреною поверхнею теплообміну з вбудованим сепаратором. Трубний пучок - заглибленого типу, циркуляція котлової води в міжтрубному просторі -з поперечним омиванням труб, підведення живильної води здійснюється під рівень киплячої води, вода першого контуру циркулює усередині теплообмінних труб.

У першому контурі використовуються відцентрові циркуляційні насоси ГЦН-195М продуктивністю 20000 м3/год, що володіють підвищеною механічною енергією завдяки установці маховика. Це забезпечує надійне охолодження активної зони в нормальних, перехідних і аварійних режимах.

Для підтримки тиску в першому контурі застосовується паровий компенсатор тиску з комплектом електронагрівачів, приєднаних до однієї з петель головного циркуляційного контуру. Корпус компенсатора тиску виконаний з легованої вуглецевої сталі.

1.2.5 Другий контур - нерадіоактивний - складається з паропризводящої частини парогенератора, турбіни і допоміжного устаткування машинного відділення. На діючих енергоблоках електростанцій установлені турбіни К-1000-60/3000 з генераторами ТВВ-1000-2У. Турбоагрегат потужністю 1000 Мвт працює на насиченій парі тиском 6 МПа, має один циліндр високого (ЦВТ) і три циліндри низького (ЦНТ) тиску і відрізняється підвальним розташуванням конденсаторів. Проміжна осушка і перегрів пари після ЦВТ виробляється в чотирьох сепараторах-пароперегрівачах (СПП). Конденсат піддається очищенню на блочній знесолювальній установці (БЗУ) і через підігрівачі низького тиску системи регенерації надходять у деаератор. Після деаераторів живильна вода двома живильними турбонасосами через систему підігрівачів високого тиску подається в парогенератори. У схему другого контуру включена бойлерна установка продуктивністю 840 ГДж/год, для опалення будинків промислової площадки і житлового селища АЕС.

2. Теплогідравлічний розрахунок реактора

2.1 Вихідні дані

Таблиця 2.1.«Вихідні дані до тепло-гідравлічного розрахунку»

Показник	Величина
Теплова потужність, Qt, МВт	3000
Температура входу теплоносія, tвхоС	289
Температура виходу теплоносія, tвихоС	322
Тиск на вході в реактор, Рвх, МПа	16
Розмір касети під «ключ», h, м	0,234
Товщина стінки касети, 1, м	0
Міжкасетний зазор, 2, м	0,002
Число ТВЕЛ у касеті, nтв, шт	312
Число трубок для стрижнів регулювання, nкл, шт	18
Центральна трубка, nц, шт	1
Зовнішній діаметр ТВЕЛ, dтв, м	0,0091
Діаметр трубок для стрижнів регулювання, dк, м	0,0126
Діаметр центральної трубки, dц, м	0,0103
Крок ТВЕЛ, Sр, м	0,01275
Товщина газового зазору, r, м	0,0001
Коефіцієнт уплощення АЗ,	1,125
Товщина оболонки ТВЕЛ, , м	0,00061
Матеріал оболонки	Zr+1%Nb
Пальне	UO2
Зовнішній діаметр UO2, dнUO2, м	0,00768

2.2 Визначення геометричних характеристик касети

Площа, займана касетою, без обліку міжкасетного зазору складе:

м2

з обліком міжкасетного зазору:

Площа, займана твел:

Площа, займана водою в касеті:

Площа води, яка приходиться на одну касету:

Площа води, яка приходиться на 1 твел:

Площа пального в твелі:

Площа, займана цирконієм в касеті:

Площа газового зазору в твелі:

2.3 Визначення габаритів АЗ

При тиску входу теплоносія Рвх=16 МПа і температурі входу tвх=289ос
згідно [1] одержуємо параметри теплоносія на вході:

питомий обсяг - Vвх= 0,0013353 м3/кг; ентальпія - hвх=1278,67 кДж/кг.

Орієнтовно приймаємо втрату тиску на вході і виході з активної зони по 0,1 МПа, втрати тиску на кожній ділянці активної зони 0,05 МПа. Тоді на виході з АЗ при Рвих=15,7 МПа і tвих=322оС ентальпія теплоносія складе - hвих=1464,86 кДж/кг, а питомий обсяг Vвих= 0,0014805 м3/кг.

Витрата теплоносія через АЗ складе: G= кг/с

Середня швидкість води на вході в активну зону:

Прийнявши число касет по прототипу Nкас=163 шт., розрахуємо еквівалентний діаметр активної зони:

Площа, яку займає активна зона:



Do=

Радіус активної зони: Rаз= 1,5823 м.

Висота активної зони складе: H= Do• = 3,1647• 1,125= 3,560 м.

Об`єм активної зони:

При таких габаритах середнє питоме енерговиділення по зоні складе:

qv= .

Розраховане значення qv знаходиться в припустимих межах від
80 МВт/м3 < qv < 120 МВт/м3 для даного реактора.

Ефективна добавка для даного типу реактору:

2.4 Визначення температури теплоносія, оболонки ТВЕЛа і пального по висоті активної зони.

Враховуючи профільоване збагачення пального, коефіцієнт нерівномірності тепловиділення по радіусу приймемо по аналогії з прототипом:

Коефіцієнт нерівномірності тепловиділення по висоті визначається:



Коефіцієнт нерівномірності тепловиділення по об`єму

Визначимо величину :

=

Для подальшого розрахунку розбиваємо канал АЗ на шість ділянок. Визначимо координати входу і виходу в кожну ділянку і для цих координат обчислимо температури.

Тепловий потік в самому навантаженому твелі знайдемо по виразу:

,

де - теплова потужність реактора; - число касет в активній зоні реактора; - число твелів в одній касеті; =0,94 - частка теплоти, що виділяється в твелах.

Підставляючи чисельні значення, одержимо:

або

Допоміжні величини для розрахунку температур по висоті активної зони зведемо в Таблиця 2.1.

Таблиця 2.1

Координата
-1,78	-1,4868	-0,9964	0,08384	2,6308	92,023
-1,1866	-0,9912	-0,8367	0,5476	17,1830	601,047
-0,5933	-0,4956	-0,4755	0,8796	27,6001	965,429
0	0	0	1	31,375	1097,48
0,5933	0,4956	0,4755	0,8796	27,6001	965,429
1,1866	0,9912	0,8367	0,5476	17,1830	601,047
1,78	1,4868	0,9964	0,08384	2,6308	92,023

Температуру теплоносія визначимо через ентальпію. Визначення проведемо по центральному струменю з урахуванням нерівномірностей, які врахуємо відповідними коефіцієнтами:

- коефіцієнт нерівномірності тепловиділень усередині касети:

- коефіцієнт, що враховує зменшення витрати теплоносія в центральну касету у зв'язку з його великим нагрівом і, отже, великим питомим об'ємом:

- коефіцієнт, що враховує відхилення в розмірах касети, викликаних технологічними і експлуатаційними причинами:

- коефіцієнт нерівномірності в потужності паливних касет, тобто відношення максимальної потужності до середньої для паливних касет активної зони. При профілізації витрати теплоносія по зоні

- технічний коефіцієнт нерівномірності по підігріву теплоносія:

- коефіцієнт, що враховує технологічні і експлуатаційні відхилення, а також неточності розрахункових формул і теплофізичних даних:

- технічний коефіцієнт нерівномірності по тепловиділенню:

- коефіцієнт, що враховує погрішність вживаної формули для коефіцієнта тепловіддачі:

- коефіцієнт, що враховує нерівномірність збагачення палива в твел:

- коефіцієнт, що враховує технологічні експлуатаційні і розрахункові причини, що підвищують термічні опори прикордонного шару:

- коефіцієнт, що враховує технологічні експлуатаційні і розрахункові причини зменшення теплопровідності:

Середнє підвищення температури води в реакторі:

З достатнім наближенням приймемо рівномірне падіння тиску по активній зоні. Приймемо також, що в бічному відбивачі і на вході в активну зону втрачається, таке ж падіння тиску має місце і на ділянці від виходу з активної зони до виходу з реактора. Таким чином, на кожній ділянці активної зони втрачається . В таблиці 2.2 по кожній координаті приводяться значення тиску теплоносія, температури насичення, відповідної цьому тиску; температури теплоносія з урахуванням коефіцієнта ; температури теплоносія середньої по зоні без урахування цього коефіцієнта; поточного теплового потоку в самому навантаженому твелі; питомого об'єму теплоносія для центрального струменя; теплопровідності теплоносія; динамічної в'язкості; числа Прандтля; швидкості потоку і числа Рейнольдса:

Еквівалентний гідравлічний діаметр:

Число Рейнольдса:

Зовнішня температура оболонки центрального твела розраховується таким чином:

Коефіцієнт тепловіддачі конвекцією від твела до теплоносія:

Термічний опір прикордонного шару:



Розподіл температури по висоті активної зони:

Температура зовнішньої поверхні оболонки твел:

;

Тепловий потік, відповідний режиму поверхневого кипіння:

;

Коефіцієнт тепловіддачі при кипінні рідини, що недогріта:

Приведений коефіцієнт тепловіддачі:

Підігрів теплоносія при його проходженні активної зони пропорційний тепловиділенню.

Таким чином

Тут, , і - ентальпії теплоносія на вході в А.З., поточна ентальпія теплоносія і підігрів теплоносія по активній зоні, z - поточна координата теплоносія.

Після інтеграції і скорочення і одержимо:

;

Значення ряду допоміжних величин, необхідних для розрахунку теплового режиму твел зведені в таблицю 2.2.

Таблиця 2.2

Координата
-1,78	15,9	346,85	1278,66	289	289
-1,1866	15,88	346,59	1293,61	293,5	291,64
-0,5933	15,84	346,34	1327,38	303,8	297,62
0	15,80	346,08	1371,86	317,3	305,5
0,5933	15,76	346,8	1416,34	330,8	313,37
1,1866	15,72	345,56	1450,11	341,05	319,35
1,78	15,7	345,31	1465,06	345,6	322
Координата
-1,78	1,3355	0,5794	9,2949	0,8362	4,94	435361,9
-1,1866	1,3511	0,5718	9,1162	0,8452	4,99	443895,4
-0,5933	1,3903	0,5533	8,7151	0,8730	5,14	464327,2
0	1,4535	0,5256	8,1759	0,9332	5,37	494948,8
0,5933	1,5385	0,4929	7,5926	1,0453	5,68	532975,9
1,1866	1,6317	0,4631	7,0758	1,2230	6,03	571900,7
1,78	1,6901	0,4477	6,7984	1,3814	6,25	595237,1

Результати розрахунку зовнішньої температури оболонки твела (центральний потік) наводяться в таблиці 2.3.

Таблиця 2.3

Координата	,	,	,
-1,78	49195,39	7,110	291,4
-1,1866	49482,9	7,068	308,9
-0,5933	50175,4	6,971	328,13
0	51291,4	6,819	344,4
0,5933	52996,8	6,600	353,8
1,1866	55507,7	6,301	354,7
1,78	57700,07	6,062	347,2

З отриманих результатів видно, що максимальна температура оболонки ТВЕЛа не перевищує припустимої 370 °С, але температура оболонки, починаючи з четвертої ділянки, перевищує температуру насичення води при Р=15,8 МПа, ts=346,8°C, отже, виникнуть ділянки поверхневого кипіння.

Тому для крапок 5 і 6 уточнимо істинну температуру оболонки твела:



Коефіцієнт тепловіддачі при кипінні рідини, що недогріта:

Приведений коефіцієнт тепловіддачі:

Істинна температура оболонки твела в цих координатах:

Уточнені значення температур зовнішньої оболонки твел:

Координата	-1,78	-1,1866	-0,5933	0	0,5933	1,1866	1,78
,	291,4	308,9	328,13	344,4	348,6	349,3	347,2

Для визначення температур на внутрішній поверхні оболонки твела, зовнішній поверхні блоку пального і температури пального в центрі паливної таблетки скористаємося наступною методикою:

Заздалегідь приймається температура внутрішньої поверхні оболонки твела:

Визначається середня температура оболонки:

По визначається теплопровідність оболонки твела:

Тоді термічний опір оболонки:

Далі проводимо перевірку прийнятого значення і у разі потреби проводимо повторну ітерацію:

Аналогічно визначається і температура зовнішньої поверхні пального:

Середня температура газового зазора:

Теплопровідність газового зазора:

Термічний опір газового зазора:

Перевірка прийнятого значення :

Знову ж таки аналогічно визначаємо температуру центру таблетки пального:

Середня температура таблетки пального:

Теплопровідність таблетки пального:

Термічний опір таблетки пального:

Перевірка прийнятого значення :

Результати розрахунку температурного режиму елементів твела для всіх точок-координат наводяться в таблиці 2.4.

Таблиця 2.4

Координата , м
-1,78	18,71	4,9	296,3	0,256	57,4
-1,1866	18,58	33,65	342,55	0,306	342,65
-0,5933	18,44	55,5	383,6	0,339	493,4
0	18,32	63,9	408,3	0,351	544,7
0,5933	18,29	56,4	405	0,346	481,8
1,1866	18,28	38,6	387,9	0,32	301,8
1,78	18,30	5,5	352,7	0,27	54,1

Координата , м
-1,78	353,7	4,8	57,3	411
-1,1866	685,2	4,0	465,5	1150,7
-0,5933	877	2,96	938,3	1815,3
0	953,8	3,01	1095,2	2049
0,5933	886,8	2,95	935,6	1822,4
1,1866	689,7	3,93	500,0	1189,7
1,78	406,8	4,51	61,1	467,9

Побудуємо графік температур теплоносія, зовнішньої і внутрішньої поверхні оболонки твел:

Будуємо графік температур зовнішньої поверхні і центру паливного сердечника:



2.5 Визначення запасу по критичному тепловому потоку

Визначимо критичне теплове навантаження при виході з активної зони і зіставимо його з максимальним енерговиділенням, яке має місце в координаті . Як вже було розраховано вище, максимальне тепловиділення складає .

Відносний паровміст на виході при, ентальпії киплячої рідини, теплоті випаровування і ентальпії води в центральному струмені :

Масова швидкість (постійна по касеті):

Допоміжні величини для обчислення :

Таким чином, навіть на виході з активної зони запас до кризи складає:

2.6 Визначення гідравлічного опору активної зони

Гідравлічний опір руху теплоносія складається з опору тертя, місцевих опорів, викликаних двома кінцевими і 15-у дистанціонуючими гратами, і нівелірного опору, пов'язаного з підйомом рідини в активній зоні .

Використовуючи результати розрахунків, приведені в Таблиця 2.2, одержимо:

- середнє значення числа Рейнольдса ;

- середню швидкість течії ;

- середню густину течії .

Коефіцієнт місцевих опорів для кінцевих і дистанціонуючих грат визначається звуженням потоку в цих гратах. Одержимо при звуженні в кінцевих гратах потоку на і в дистанціонуючих гратах на вирази для розрахунку величин:

- для кінцевих грат:

- для дистанціонуючих грат відповідно:

У цих виразах - відношення звуженого перетину до повного. Відношення визначається конструкцією конкретних грат. Величина для гладкої труби визначиться по формулі Філоненко:

Для визначення поправки до цієї величини у зв'язку з обтіканням пучка

стрижнів визначимо величину:

де і - крок між стрижнями діаметром .

Показник ступеня:

Поправочний коефіцієнт К для стрижнів в трикутній упаковці:

Таким чином, для пучка стрижнів коефіцієнт тертя:

При висоті активної зони і діаметрі твел втрата тиску на тертя:

Втрату тиску на місцевих опорах розрахуємо для дистанціонуючих грат по середніх параметрах потоку, для кінцевих - по параметрах в місці звуження:



Величина нівелірної втрати тиску:

Сумарна втрата тиску по зоні:

Таким чином, сумарна втрата тиску по зоні практично співпала з раніше прийнятим .

2.7 Результати тепло-гідравлічного розрахунку активної зони

Проведений аналіз показав, що:

- максимальна температура оболонки твел складає , тобто робота оболонки твел у контакті з водою є достатньо надійною;

- максимальна температура пального не перевищує, тобто не перевищує температуру плавлення двоокису урану ;

- критичне теплове навантаження навіть на виході з активної зони в центральному струмені в 4,4 рази вище, ніж максимальне тепловиділення в центральному твелі.

Таким чином, вибраний варіант задовольняє вимогам по теплотехнічній надійності.

Для нейтронно-фізичного розрахунку необхідне знання середньої температури пального і температури на поверхні блоку пального по всьому реактору. Оскільки в проведеному розрахунку ці значення відомі тільки для самого напруженого твела, їх необхідно усереднити. Це усереднювання виконаємо таким чином. У кожному перетині визначається перепад температур між температурою на зовнішній поверхні пального і температурою теплоносія:

і між температурою в центрі пального і температурою теплоносія:

Середня температура на зовнішній поверхні блоку пального і середня температура в центрі пального в кожному перетині визначається як:

де - середня температура теплоносія по реактору в даному перетині. Набуті значення середніх температур по перетину усереднюються по висоті для всього реактора і переводяться в градуси Кельвіна:

Дані по середніх температурах приймаються по попередніх розрахунках, результати яких приведені в таблицях 2.2 - 2.4.

Результати розрахунків середніх температур на поверхні блоку пального і в центрі приводяться в таблиці 2.5.

Таблиця 2.5.

Координата	Перепад температур між зовнішньою поверхнею блоку і водою	Середня температура поверхні блоку	Перепад температур між центром пального і водою	Середня температура центру горючого
-1,78	64,7	336,9	122	379,4
-1,1866	391,7	581,8	857,2	926,6
-0,5933	573,2	722,2	1511,5	1417,3
0	636,5	776,9	1731,7	1588,2
0,5933	556	725,2	1491,6	1418,3
1,1866	348,65	577,6	848,65	947,9
1,78	61,2	367,3	122,3	412,6

З якої виходить: ; ;

3. Нейтронно-фізичний розрахунок реактора

Метою нейтронно-фізичного розрахунку реактору є визначення реактивності активної зони реактора з відбивачем; зміна нуклідного складу зони в процесі роботи; визначення кампанії реактора, розрахунок ефективності регуляторів і борного регулювання.

3.1 Визначення геометричних характеристик елементарного осередку Зейца-Вігнера

З пункту 2.1 маємо:

- площа пального в твелі ;

- площа газового зазору в твелі ;

- площа цирконію ;

- площа води, що доводиться на один твел .

У цілях спрощення розрахунку приймемо, що центральна трубка в касеті також виконана з цирконію і при діаметрі 10 мм має товщину стінки 1 мм. Спрямовуючі трубки ПЕЛ і самі ПЕЛ враховуються при розрахунку регулювання. У зв'язку з малою концентрацією ванадію в конструкційному матеріалі твел, нехтуватимемо його впливом на ядерні властивості конструкційного матеріалу. При значному вмісті легуючих добавок їх облік необхідний.

Частка площі конструкційного матеріалу центральної трубки, що доводиться на один твел:

Таким чином, сумарна площа конструкційного матеріалу і газового зазора:

Осередок Зейца-Вігнера є круглим елементарним осередком, в центрі якого знаходиться блок ядерного пального, оточений конструкційним матеріалом і сповільнювачем (водою). Осередок двозонний. Оскільки діаметр паливної таблетки , то радіус блоку горючого (зони '0' осередку) , сумарна площа всього осередку:

Радіус зони '1' осередку:

Відповідно, площа води і конструкційного матеріалу з урахуванням газового зазору:

Радіус зони '2' осередку:



3.2 Визначення концентрацій різних атомів в осередку

При паливі з двоокису урану із збагаченням 0,03 густиною 10,4 г/см3 одержимо молекулярну масу:

Концентрації ядер, , і складуть:

Нехтуючи концентрацією ядер гелію в газовому зазорі, введемо поняття уявної густини цирконію. При дійсній густині цирконію 6,44 г/см3, уявна густина:

Концентрація ядер цирконію:

Для води при температурі, густина і при середній температурі теплоносія в реакторі , густину по аналогічних формулах одержимо:

3.3 Визначення температури нейтронного газу

Для знаходження температури нейтронного газу необхідно визначити макроскопічний перетин поглинання і розсіяння макроосередку. Макроконстанти обчислюються для «холодного» () і «гарячого» () станів реактору. Значення мікроперетинів беруться для енергій нейтронів , по таблиці П 1 /6/.

Макроперетин обчислюється по формулі:

Середньологарифмічна втрата енергії при зіткненні нейтрона з ядром визначається як, де - атомна маса ядра.

Цей вираз використовується для ядер більшим за 10. Для визначення температури нейтронного газу необхідно знати уповільнюючу здатність зони ''1'' осередку. Ця здатність для води - основного компоненту зони ''1'' - приймається при енергії і складає при густині води, тобто для холодного стану реактора , .

Температура нейтронного газу визначається по виразу:

Середня логарифмічна втрата енергії нейтрона при першому зіткненні:

Відносна площа, займана зоною ''0'':

Відносна площа, займана водою:

Відносна площа, займана цирконієм:

Результати розрахунку макроперетинів «гарячого» і «холодного» станів реактора для розрахунку температури нейтронного газу приведені в таблиці 3.1.

Таблиця 3.1

Речовина	Мікроперетини	Макроперетини
Холодний реактор Зона "0"
Уран-235	680,9	583,4	13,8	0,4740	0,3478	0,0096
Уран-238	2,71	-	8,9	0,0610	0,04689	0,2003
Кисень	-	-	3,76	-	-	0,1745
Для всієї зони				0,5350	0,39469	0,3845
Зона "1"
Цирконій	0,185	-	6,4	0,00684	0,00524	0,2367
Вода	0,661	-	-	0,02205	0,01689	2,67
Гарячий реактор Зона "0"
Уран-235	680,9	583,4	13,8	0,4740	0,2268	0,0096
Уран-238	2,71	-	8,9	0,0610	0,0319	0,2003
Кисень	-	-	3,76	-	-	0,1745
Для всієї зони				0,5350	0,2587	0,3845
Зона "1"
Цирконій	0,185	-	6,4	0,00684	0,00354	0,2367
Вода	0,661	-	-	0,01517	0,00786	1,805

Визначаємо температуру нейтронного газу по формулі:

Таким чином, для «холодного» реактора при маємо:

Відповідно для «гарячого» реактора при, маємо:

По температурі нейтронного газу проводиться усереднювання перетинів поглинання і розподілу нейтронів. По таблицях П6 /6/ визначаємо поправочні функції, що враховують відхилення перетинів поглинання і розподілу нуклідів урану від закону . Для температури (холодний реактор) і для температури (гарячий реактор) маємо:

Перетини усереднюються по виразу:

Значення макроперетинів, усереднені по температурі нейтронного газу, також приводяться в таблиці 3.1.

Для подальших розрахунків необхідні транспортні перетини елементів осередку.

Для води транспортний перетин визначається по виразу:

,

Таким чином:

- для «холодного» реактору:

- для «гарячого» реактору:

Транспортний перетин води:

- для «холодного» реактору:

- для «гарячого» реактору:

Усереднений перетин розподілу для урану-235:

- для «холодного» реактора:

- для «гарячого» реактора:

Макроскопічні транспортні перетини елементів осередку приведені в таблиці 3.2.

Таблиця 3.2

Речовина	Мікроскопічний транспортний перетин, барн	Концентрація ядер, см-3	Макроскопічний транспортний перетин, см-1
Уран-235	8,3	6,9622·1020	0,005778
Уран-238	8,3	2,2511·1022	0,1868
Кисень	4,0	4,6414·1022	0,1856
Цирконій	8,0	3,6995·1022	0,2959

Транспортний перетин зони «0»:

Транспортний перетин зони «1»:

- для «холодного» реактора:

- для «гарячого» реактора:

Сумарний перетин для зони «0»

- для «холодного» реактора:

- для «гарячого» реактора:

Сумарний перетин для зони «1»:

- для «холодного» реактора:

- для «гарячого» реактора:

Транспортний перетин всього осередку:

- для «холодного» реактора:

- для «гарячого» реактора:

3.4 Розрахунок коефіцієнта розмноження для нескінченного реактора

3.4.1 Визначення коефіцієнта розмноження на швидких нейтронах

Для розрахунку цієї величини використовуємо експериментальну формулу для тісних грат:

де:

Підставляючи чисельні значення, одержимо:

Для «холодного» реактора:

Для «гарячого» реактора відповідно:

У результаті коефіцієнт розмноження на швидких нейтронах:

- для «холодного» реактора:

- для «гарячого» реактора:

3.4.2 Визначення числа вторинних швидких нейтронів. Теплова область

Вираз для визначення числа швидких вторинних нейтронів в тепловій області має вигляд:

Використовуючи набуті раніше значення мікроскопічних перетинів поглинання і ділення ядер урану і значення g-фактора, одержимо:

- для «холодного» реактора:

- для «гарячого» реактора:

Середнє число швидких нейтронів, що випускаються на один акт захоплення епітеплових нейтронів, приймається рівним .

3.4.3 Вірогідність уникнення резонансного захоплення

Середня хорда в сповільнювачі:

 ;

Найкоротша відстань між блоками в середніх хордах:

При розрахунку використовуються константи для 3-й групи 4-групової системи констант. Для визначення поправки Данкова-Гінзбурга необхідно обчислити повний переріз зони ''1'', що складається з води і цирконію. Приймаючи з достатньо великою точністю, визначимо для 3-й групи нейтронів повний переріз для води:

Відповідна величина для цирконію .

У зв'язку з різною густиною води в гарячому і холодному стані величини для цих станів відрізнятимуться.

Таким чином:

- для «холодного» реактора:

- для «гарячого» реактора:

Поправка на форму грат:

Для гексагональних грат .

Таким чином для «холодного» реактору:

- для «гарячого» реактору:

Поправка Данкова-Гінзбурга визначається за виразом:

Підставляючи чисельні значення маємо:

- для «холодного» реактора:

- для «гарячого» реактора:

Коефіцієнт затінення грат:

;

где: - фактор Бела;

Для «холодного» реактора:

Для «гарячого» реактора:

Середня температура палива:

;

Макроскопічний перетин розсіювання ядер у паливі:

де:

- мікроскопічний перетин потенційного розсіяння, що становить для нейтронів 3-й групи 3,8 барни для кисню і 8,7 барн для урану;

фактор - ефективність розсіювача, що становить 0,94 для кисню і 0,2 для ядер урану і плутонію;

Ni- концентрація ядер відповідного ізотопу в паливі.

Таким чином:

Середня хорда в паливі , , відношення поверхні блоку палива до маси:



Для ефективного резонансного інтеграла використовуємо формулу Гуревича-Померанчука:

Підставляючи чисельні значення, одержимо:

- для «холодного» реактора:

- для «гарячого» реактора:

Температурна поправка до ефективного резонансного інтеграла на гарячому реакторі:

Підставляючи чисельні значення, маємо:

Уповільнююча здатність зони ''1'' при для води і для цирконію складе:

- для «холодного» реактора:

- для «гарячого» реактора:

Вірогідність уникнення резонансного захоплення на ядрах урану-238:

Підставляючи чисельні значення, маємо:

- для «холодного» реактора:

- для «гарячого» реактора:

По аналогічній формулі розраховується вірогідність уникнення резонансного захоплення на ядрах і . При цьому істинний резонансний інтеграл для складає, для - і не залежить від температури.

Вірогідність уникнення резонансного захоплення складає:

- для «холодного» реактора:

- для «гарячого» реактора:

Вірогідність уникнення резонансного захоплення на ядрах цирконію:

- для «холодного» реактора:

- для «гарячого» реактора:

Сумарна вірогідність уникнення резонансного захоплення визначається по виразу і складе:

- для «холодного» реактора:

- для «гарячого» реактора:

3.4.4 Визначення коефіцієнта використання теплових нейтронів

Визначимо спочатку допоміжні величини, необхідні для розрахунку коефіцієнта використовування теплових нейтронів.

Відношення радіусу зони ''1'' до радіусу зони ''0'':

Сумарний перетин поглинання зони "1":

- для «холодного» реактора:

- для «гарячого» реактора:

Перетин поглинання води і цирконію, усереднені по температурі нейтронного газу, прийняті по таблиці 3.1.

Коефіцієнт:

Підставляючи макроскопічні перетини, обчислені вище, одержимо:

- для «холодного» реактора: