Реакторная установка ВВЭР-640 В 90-х годах в рамках Государственной программы “Экологически чистая энергетика” разработан проект АЭС нового поколения средней мощности с реактором типа ВВЭР электрической мощностью 640 МВт ( реакторная установка В-407). Практически с самого начала к разработке технического проекта корпуса реактора, технических проектов противоаварийной оболочки и крупномасштабного стенда процессов подключилось ОКБ ОАО “Ижорские заводы”. Проект АЭС нового поколения соответствует всем современным мировым и отечественным нормативным требованиям по безопасности при обеспечении конкурентоспособности с лучшими мировыми аналогами по технико-экономическим показателям. ОАО “Ижорские заводы” является поставщиком всего комплекта оборудования, как находящегося под герметичной оболочкой безопасности, так и вспомогательного корпуса - (“ядерный остров”). Ответственность ОАО “Ижорские заводы” распространяется, не только на изготовление и поставку оборудования, но и на весь его жизненный цикл, начиная с монтажа и до снятия АЭС с эксплуатации. Опыт и возможности ОАО “Ижорские заводы”, накопленные при комплектной поставке оборудования атомных энергетических установок для ВМФ России, атомных элетростанций с реакторами ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 гарантируют максимально возможную степень выполнения монтажных работ на заводе-изготовителе, обеспечивающую надлежащие качество и ускорение при монтаже и пуске оборудования в эксплуатацию на АЭС. Система обеспечения качества ОАО “Ижорские заводы” сертифицирована Британским бюро “Веритас” на соответствие международным стандартам ИСО-9001. На основе сертифицированной системы качества получен сертификат на производство сосудов давления по Коду ASME, а также другие виды продукции. Основные технические задачи, решаемые проектом АЭС с ВВЭР-640 Повышение уровня безопасности должно осуществляться за счет максимального использования опыта создания и эксплуатации блоков с реакторами типа ВВЭР-440 и ВВЭР-1000; снижение чувствительности АЭС к ошибкам персонала и экстремальным внешним событиям; повышение безопасности АЭС должно обеспечиваться пассивными системами в различных аварийных ситуациях, при отказе аварийных дизель-генераторов, включая перегрузку топлива и ремонтные работы, в принципе без ограничения времени; улучшение удельных технико-экономические показателей по топливу, металлопрокату, железобетону и т.д., за счет оптимизации систем, оборудования и усовершенствования активной зоны. Основные отличия АЭС с ВВЭР-640 Обеспечение останова, расхолаживание реактора и отвода остаточного тепла, как при плотном контуре, так и при его разгерметизации, набором пассивных систем, не требующих для работы вмешательства оператора и подачи энергии извне; возможность компенсации запаса реактивности во всех состояниях до температуры 1000 С; использование двойной защитной оболочки; возможность хранения отработанного топлива вплоть до вывода блока из эксплуатации; снижение общего количества отходов и их переработка в сухое негорючее состояние; резервирование энергоснабжения двумя системами (каждая система состоит из двух каналов) дизель-генераторов и возможность контроля АЭС только от аккумуляторных батарей; повышение коэффициента полезного действия(КПД) станции, за счет увеличения номинального давления на выходе из парогенераторов до 7 Мпа; улучшение технико-экономических показателей. Реакторная установка и системы безопасности Все реакторное оборудование, расположено внутри металлической оболочки “ядерного острова” АЭС, а в шахте реактора установлено оборудование и системы, предотвращающие развитие аварийной ситуации даже при запроектной аварии, такой как расплав активной зоны реактора.

Основные характеристики реакторной установки

№	Наименование	Размерность	АЭС с РУ В-407
1.	Расчетный срок службы: корпуса реактора	год	60
2.	Тепловая мощность реактора	МВт	1800
3.	Число циркуляционных петель	шт.	4
4.	Паропроизводительность	т/ч	3576
5.	Загрузка активной зоны	т	68,64
6.	Средняя глубина выгорания	МВт.сут/кгU	39,6
7.	Давление теплоносителя на выходе из реактора	МПа	15,7
8.	Температура теплоносителя -вход в активную зону -выход из активной зоны - количество приводов СУЗ	С0 С0 шт	293,9 323,3 121
9.	Тип парогенераторов		Горизонт.
10.	Давление пара на выходе из парогенератора	МПа	7,06
11.	Средняя энергонапряженность активной зоны	кВт/л	64,5

Активная зона Активная зона реактора В-407 состоит из 163 тепловыделяющих сборок (ТВС), в которых размещены поглощающие стержни системы управления и защиты (ПС СУЗ) и невыемные СВП (стержень выгорающего поглотителя). В качестве топлива для ТВЭЛ используется слабообогащенный дисоксид урана, применяемый в настоящее время в АЭС с реакторами ВВЭР-1000 и ВВЭР-440. Длительность работы стационарной топливной загрузки составляет 298 эф.сут, средняя глубина выгорания выгружаемого топлива ROшл =39,6 Мвт.сут/кг U. В максимально выгоревшей ТВС эта величина составляет 45,5 Мвт.сут/кг U, в максимально выгоревшем твэле 49,0 Мвт.сут/кг U, в максимально выгоревшей топливной таблетке 54,1 Мвт.сут/кг U. Главный циркуляционный насосный агрегат ГЦНА При создании ГЦНА учитывался многолетний опыт по созданию и эксплуатации ГЦНА на АЭС с ВВЭР, а также результаты научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ с длительной проверкой ресурса работы основного узлов. Компенсатор давления В качестве компенсатора давления, применяется хорошо отработанный и эксплуатирующийся в настоящее время компенсатор давления ВВЭР-1000. Парогенератор Парогенератор представляет собой однокорпусной теплообменный аппарат горизонтального типа. Все конструкционные материалы, которые применяются для изготовления парогенераторов прошли опыт эксплуатации на АЭС с ВВЭР-1000 и АЭС с ВВЭР-440. Обеспечение безопасности При авариях с полным обесточиванием (потеря электропитания собственных нужд и блочных дизельгенераторов) подключается система пассивного отвода тепла (СПОТ) от парогенераторов, обеспечивающая расхолаживание реакторной установки и отвод тепла к бакам аварийного отвода тепла. При авариях, сопровождаемых потерей теплоносителя первого контура в реактор подается раствор борной кислоты от гидроемкостей САОЗ. Давление срабатывания гидроемкостей САОЗ -4.0 МПа. При дальнейшем снижении давления в первом контуре следует залив активной зоны из емкостей САОЗ. Теплоноситель, вытекающий в течь, собирается на полу герметичной оболочки в бассейне аварийного отвода тепла. Для гарантированного открытия емкостей САОЗ, при снижении давления в первом контуре до 0,6 Мпа, происходит автоматическое открытие клапанов разгерметизации, соединяющих реактор с бассейном перегрузки. По мере опорожнения первого контура, аварийных гидроемкостей емкостей САОЗ уровень в аварийном бассейне повышается выше уровня выходных патрубков реактора. После опорожнения емкостей САОЗ образует контур естественной циркуляции: активная зона - клапан разуплотнения над активной зоной - бассейн перегрузки - клапан разуплотнения под активной зоной - активная зона. Отвод тепла от бассейна перегрузки происходит за счет испарения части теплоносителя с последующей конденсацией пара на стенках и в объеме металлической защитной оболочки и возврата конденсата в аварийный бассейн. Подпитка бассейна перегрузки осуществляется из аварийного бассейна через клапан связи бассейна перегрузки с аварийным бассейном. Отвод тепла от защитной оболочки осуществляется через стенку к воде системы отвода тепла от герметичной оболочки (JMA) за счет естественной циркуляции между баком аварийного отвода тепла каналами охлаждения оболочки. Запас воды в баке рассчитан на отвод тепла в течение не менее 24 часов, с учетом принципа единичного отказа. В соответствии с концепцией безопасности послеаварийными мероприятиями предусмотрено, что остаточные тепловыделения после 24 часов будут отводиться с помощью систем нормальной эксплуатации, важных для безопасности, имеющих нетеряемый источник охлаждающей воды и надежное электроснабжение от блочных дизельгенераторов. Технико-экономические показатели Существенное повышение экономической эффективности данной разработки осуществляется, как за счет значительного снижения удельных показателей по строительным работам, металлоемкости элементов и оборудования, повышения эффективности использования ядерного топлива и увеличения проектного срока эксплуатации АЭС, так и за счет применения технических решений и научных исследований для реконструкции действующих АЭС с ВВЭР-1000 и ВВЭР-440. Факторы, непосредственно влияющие на экономическую эффективность: - снижение (в 1.5-2 раза) удельных показателей на строительные работы, прямо влияющих на капитальные затраты при сооружении АЭС. - Сокращение (примерно в 2 раза) численности эксплуатационного персонала; - Увеличение (примерно на 20-25%) эффективности использования ядерного топлива; - Увеличение проектного срока службы АЭС до 50 лет. Факторы косвенно влияющие на экономическую эффективность: -Более высокий уровень безопасности ( снижение вероятности аварий на 2 порядка по сравнению с действующими АЭС); - Снижение влияния АЭС на экологическую обстановку; - Сокращение общего годового количества радиоактивных отходов за счет применения соответствующих технологий для переработки твердых, жидких и газообразных продуктов. Технико-экономические показатели АЭС с ВВЭР-640 были проанализированы в рамках выполнения работы “Совместное Параллельное Исследование Альтернатив Развития Ядерной Энергетики для России (JPNAS)”. По заказу Министерства энергетики США и Минатома России специалистами Брукхэвенской Национальной Лаборатории (DNL) с привлечением других организаций выпущен отчет, который показал, что технико-экономические показатели данной АЭС соответствуют современным международным требованиям. Таблица сравнения экономических показателей АЭС России и США

Показатели	USA	USA	USA	Россия	Россия
	Традиционный блок 600 Мвт единичный	Усовершенство- ванный АР600, сдвоенный	Усовершенство- ванный АР600, ВВЭР-640	Трехблочная АЭС, блоки	Одноблочная АЭС, блок ВВЭР-640
Удельные капвложения, дол/кВт	2330	1700	1525	1116	1230
Удельная себестоимость: Капитальная составляющая, цент/кВт.ч / проценты	3,9 /66,1	2,8 /63,6	2,6 /65,0	1,84 /57,0	2,27 /61,5
Топливная составляющая цент/кВт.ч / проценты	0,6 / 10,2	0,5 / 11,4	0,5 / 12,5	0,72 / 22,3	0,72 / 19,5
Расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание цент/кВт.ч / проценты	1,3 /22,0	1,0 /22,7	0,8 /20,0	0,47 /14,6	0,49 /13,3
Снятие с эксплуатации цент/кВт.ч / проценты	0,1 / 1,7	0,1 / 2,2	0,1 / 2,5	0,06 / 1,8	0,07 / 1,9
Прочие бюджетные затраты цент/кВт.ч / проценты	-	-	-	0,14 / 4,3	0,14 / 3,8
Всего: цент/кВт.ч / проценты	5,9 / 100	4,4 / 100	4,0 / 100	3,23 / 100	3,69 / 100