Стартовая >> Архив >> Генерация >> Реакторные установки ВВЭР для АЭС

Результаты пуско-наладочных работ и первого этапа эксплуатации реакторной установки ВВЭР-1000 5 блока НВАЭС - Реакторные установки ВВЭР для АЭС

Оглавление
Реакторные установки ВВЭР для АЭС
Введение
Первая реакторная установка ВВЭР
Механизмы управления и защиты ВВЭР-1
Парогенераторы ПГВ-1
Трубопроводы и задвижки Ду 500
Научно-исследовательские и экспериментальные работы по ВВЭР-1
Исследовательские работы по топливным сборкам и их материалам ВВЭР-1
Исследовательские работы по механизмам и электрооборудованию СУЗ ВВЭР-1
Исследования механической прочности гибов труб Ду 500, парогенератора ВВЭР-1
Монтаж и наладка 1-го блока НВАЭС
Итоги эксплуатации 1-го блока НВАЭС
Опыт проведения капитальных ремонтных работ на реакторной установке
ВВЭР для АЭС Райнсберг
Реакторная установка ВВЭР-365 (В-3М)
Научно-исследовательские и экспериментальные работы по РУ В-3М
Основные этапы создания реакторных установок ВВЭР-440 и ВВЭР-1000
Реакторная установка ВВЭР-440 (В-179)
Основные технические решения реактора В-179
Биологическая защита реактора и оборудование шахтного объема В-179
Основное оборудование реакторной установки В-179
Система перегрузки активной зоны В-179, обоснование проекта
Работы для обоснования конструктивных решений В-179
Реакторная установка ВВЭР-440 (В-230) для головной АЭС
Установка реактора и оборудование шахтного объема ВВЭР-440 (В-230)
Оборудование первого контура ВВЭР-440 (В-230)
Расчетное обоснование проекта ВВЭР-440 (В-230)
Результаты монтажа, пусконаладки и начальной эксплуатации (В-230)
Реакторная установка ВВЭР-440 (В-213) для АЭС Ловииза
Описание основного оборудования РУ В-213
Расчетное обоснование проекта ВВЭР-440 (В-213) для АЭС Ловииза
Экспериментальное обоснование проекта ВВЭР-440 (В-213) для АЭС Ловииза
Результаты пуско-наладочных работ на 1 и 2 блоках АЭС Ловииза
Дополнительные мероприятия по безопасности на АЭС Ловииза
Реакторная установка ВВЭР-440 (В-270) для АЭС в сейсмическом районе
Обеспечение безопасности АЭС в условиях сейсмичности, пуск и ввод в эксплуатацию
Реакторная установка ВВЭР-440 (В-318) для АЭС Хурагуа
Мероприятия по повышению безопасности АЭС с РУ ВВЭР-440
Оценка основных технических решений РУ ВВЭР-Ф40
Реакторные установки ВВЭР-1000
Основные решения в проекте РУ В-187
Расчетное обоснование проекта РУ В-187
Сравнение реакторной установки ВВЭР-1000 (В-187) с зарубежными аналогами
Результаты пуско-наладочных работ и первого этапа эксплуатации реакторной установки ВВЭР-1000 5 блока НВАЭС
Реакторные установки ВВЭР-1000 (В-302 и В-338) для АЭС малой серии
Реакторная установка ВВЭР-1000 (В-320) для АЭС большой серии
Описание оборудования и систем - реакторная установка ВВЭР-1000 (В-320)
Система компенсации давления - реакторная установка ВВЭР-1000 (В-320)
Системы нормальной эксплуатации, управления и защиты реакторной установки ВВЭР-1000
Системы безопасности реакторной установки ВВЭР-1000
Мероприятия по повышению эксплуатационной надежности и ресурса парогенераторов РУ ВВЭР-1000
Поисковые работы по реакторной установке ВВЭР-500 (В-271)
Поисковые работы по реакторным установкам типа ВВЭР
Поисковые работы по реакторным установкам ВВЭР-2000, ВВЭР-1500, ВВЭР-1100
Новые проекты реакторных установок ВВЭР
Краткое описание основного оборудования РУ В-407
Реакторная установка ВВЭР-1000 (В-392)
Разработка систем управления запроектными авариями в проекте РУ В-392
Реакторная становка ВВЭР-1500
Реакторные установки ВВЭР-1000 для АЭС в Китае, Иране и Индии
Сравнительные характеристики реакторных установок ВВЭР-1000
Обоснование нейтронно-физических характеристик активной зоны ВВЭР-1000
Подходы к обоснованию нейтронно-физических характеристик реактора ВВЭР-1000
Результаты расчета нейтронно-физических характеристик топливных загрузок активной зоны ВВЭР-1000
Обоснование теплогидравлических характеристик реакторной установки ВВЭР
Основные результаты теплогидравлического расчета системы охлаждения реактора ВВЭР
Расчетное обоснование прочности реакторных установок ВВЭР
Современная практика расчетного обоснования прочности, основные критерии и методы
Экспериментально-исследовательское обоснование проектов РУ ВВЭР
Конструкционные материалы основного оборудования и трубопроводов реакторных установок ВВЭР
Конструкционные материалы основного оборудования и трубопроводов первого контура ВВЭР
Обоснование конструкционной прочности - продление срока службы РУ ВВЭР
Современные подходы к обоснованию конструкционной прочности оборудования реакторных установок
Исследования напряжений в оборудовании АЭС и обоснование нормативных подходов
Обоснование прочности конструкций при нестационарных термических воздействиях
Обоснование работоспособности оборудования в условиях коррозионной среды
Конструкционная прочность оборудования в условиях воздействия потока нейтронов
Участники создания реакторных установок ВВЭР
Список литературы

20 февраля 1981 года выведена на номинальную проектную мощность реакторная установка ВВЭР-1000 (В-187) 5 блока НВАЭС. Все основное оборудование 5 блока создавалось в Советском Союзе впервые, что обусловило проведение большого объема пуско-наладочных работ и испытаний. Ниже представлены основные результаты испытаний и выявленные недостатки применительно к оборудованию реакторной установки (РУ).

Основные этапы пуско-наладочных работ.

При проведении пуско-наладочных работ на 5 блоке НВАЭС были выделены следующие этапы:

  1. функциональное опробование отдельных систем;
  2. гидравлические испытания и циркуляционная промывка первого контура (ГЦК);
  3. первая ревизия оборудования РУ;
  4. первая горячая обкатка;
  5. вторая ревизия оборудования РУ;
  6. вторая горячая обкатка;
  7. третья ревизия оборудования РУ;
  8. физический пуск;
  9. энергетический пуск и освоение мощности.

Первое заполнение первого контура для комплексного опробования оборудования и систем и проведение гидравлических испытаний первого контура состоялось в июне 1979 года. Испытания проводились по рабочим программам, составленным по материалам проекта и по программе физического и энергетического пуска.

Результаты основных исследований в сравнении с проектными данными.

Исследование напряженного состояния и вибрационных характеристик оборудования. Основная информация по напряженному состоянию оборудования, вибрационным характеристикам и пульсациям давления теплоносителя в тракте циркуляции получена на этапе гидравлических испытаний и при горячей обкатке.
Напряженно-деформированное состояние оборудования ГЦК исследовалось в наиболее напряженных точках, которые выбирались на основании расчетных данных и исследований на моделях. В каждой измерительной точке устанавливалась термопара и два тензорезистора. На корпусе реактора, ВКУ, шпильках главного разъема, верхнем блоке, трубопроводах петли №4, корпусе ГЦН №4, компенсаторе объема (КО), трубопроводах КО, корпусе и коллекторах ПГ-4, трубопроводах емкостей аварийного охлаждения было установлено около 500 тензорезисторов и 266 термопар. Для измерения виброперемещений и пульсаций давления было установлено соответственно 73 и 80 датчиков. Был проведен также акустико-эмиссионный контроль корпуса реактора.
В результате измерений установлено, что вибрация элементов первого контура и внутрикорпусных устройств оказалась незначительной. Максимальная амплитуда виброперемещений ВКУ не превышала 30 мкм для блока защитных труб и 9 мкм для остальных элементов. Вибрация трубопроводов ГЦК не более 100 мкм, ГЦН — 120 мкм. Пульсация давления по всему контуру, включая реактор, не превышают 0,25 кгс/см2 (наибольшее значение в области между днищем корпуса и шахтой реактора). Результаты измерений показали, что уровень гидродинамической нестабильности не превышают величин, полученных ранее на реакторах серии ВВЭР-440.
Установлено также, что напряжения в элементах конструкции в основном не превышали допустимых значений. Анализ акустико-эмиссионных измерений показал отсутствие в корпусе реактора дефектов, генерирующих акустические сигналы.
В процессе испытаний установлено, что при оптимальном проведении режимов фактическая напряженность ряда узлов может быть ниже проектной. Это, прежде всего, нагруженность узлов компенсатора объема и барботера в режиме разогрева, который вносит основной вклад в повреждаемость этих узлов.
Вместе с тем, из-за выявленных отличий в протекании отдельных режимов от проектных для некоторых узлов (патрубок питательной воды парогенератора, узел врезки в ГЦТ от системы подпитки) требует обоснования проектного ресурса работы этих узлов.
Исследование теплогидравлических характеристик реактора и первого контура. Измерения теплогидравлических характеристик проводились на этапах циркуляционной промывки, горячей обкатки и освоения мощности.
При циркуляционной промывке вместо внутрикорпусных устройств (ВКУ) в реактор был установлен имитатор шахты и проведены непосредственные измерения расходов теплоносителя по петлям. Установлено, что паспортные характеристики ГЦН можно использовать для определения расходов по петлям. Была проведена тарировка главных запорных задвижек (ГЗЗ) для последующего контрольного определения по их сопротивлению расходов по петлям.
В период горячей обкатки определялось распределение расходов по кассетам активной зоны, однако, ввиду значительной методической погрешности в определении расходов эти данные оказались недостаточно представительными и окончательные выводы о распределении расходов делались по результатам испытаний в период энергопуска.
В результате проведения теплогидравлических испытаний установлено, что:

  1. гидравлические характеристики первого контура в целом и отдельных элементов тракта циркуляции близки к проектным значениям;
  2. фактические расходы по петлям составляют 22000-23000 м3/ч, а через реактор 88000-92000 м3/ч, при проектной величине расхода через реактор 80000 м3/ч;
  3. фактическая неравномерность в распределении расходов по кассетам не превышает ±5% от среднего значения;
  4. температуры теплоносителя в петлях и в активной зоне соответствуют проектным данным, с учетом поправки на увеличение расхода;
  5. погрешность определения тепловой мощности реактора различными методами составила 1,75-3,7%, что ниже проектной величины ±5% от номинального значения.

Основные теплогидравлические характеристики реакторной установки в сравнении с проектными данными представлены в ниже.

Исследование нейтронно-физических характеристик активной зоны проводилось на этапах физического пуска и освоения мощности. В результате испытаний установлено, что:

  1. эффективность аварийной зашиты с учетом не введения в активную зону наиболее эффективного органа СУЗ превышает проектную величину;
  2. интегральные и дифференциальные эффективности отдельных групп органов СУЗ соответствуют проекту;
  3. значения мощностного и температурного коэффициентов реактивности соответствуют расчетным данным;
  4. коэффициенты неравномерности в активной зоне при проектных условиях эксплуатации реактора не превышают проектные значения;
  5. пусковая концентрация борной кислоты, а также изменение концентрации в процессе достигнутого выгорания, отравления и разотравления соответствуют проекту.

В ходе испытаний были выявлены следующие особенности реактора ВВЭР-1000:

  1. возникновение связанного с ксенонным переходным процессом периодического перераспределения энерговыделения в объеме активной зоны преимущественно в осевом направлении в результате изменения мощности реактора. Затухание указанных колебаний энерговыделения в начале цикла выгорания и их расходимость по мере выгорания;
  2. наличие положительной обратной связи между изменением реактивности и изменением температуры теплоносителя в начале кампании.

Отмеченные выше особенности переходных процессов на ксеноне указывали на необходимость разработки специальных надежных алгоритмов для управления полем энерговыделений с помощью предусмотренных органов СУЗ.
Положительные коэффициенты реактивности по теплоносителю в начале кампании необходимо учитывать в анализах безопасности.
В процессе физического пуска и при освоении мощности отмечались следующие отступления от проекта:

  1. несимметрия в распределении потока нейтронов по объему активной зоны при извлеченных органах регулирования, обусловленная, в основном, некоторым различием в размножающих свойствах однотипных (по обогащению) кассет;
  2. несимметрия в распределении энерговыделений в активной зоне при освоении промежуточных уровней мощности обусловлена застреванием в активной зоне отдельных органов СУЗ. На основе проведенного расчетно-экспериментального исследования были разработаны и включены в эксплуатационную инструкцию дополнительные требования, устанавливающие границы безопасной эксплуатации реактора в условиях застревания кластеров.

Сепарационные и тепловые испытания парогенераторов проводились на этапе освоения мощности от 50% до 100% от номинальной. До проведения испытаний один из парогенераторов был оснащен измерительными системами для исследования распределения влажности по их паровому объему и исследования циркуляции и гидродинамики в водяном объеме (кондукторометрические датчики паросодержания, турбинные расходомеры).
Турбинные расходомеры вышли из строя до начала испытаний по причине выработки ресурса, что не позволило получить всю предусмотренную программой информацию.
В целом испытания показали, что парогенераторы ПГВ-1000 обеспечивают съем мощности и генерацию проектного количества пара с проектной влажностью. Определенный экспериментально коэффициент теплопередачи соответствует проектному значению.
Вместе с тем данные по сепарационным характеристикам парового объема, по паросодержанию в опускных участках, над и под выравнивающим дырчатым листом свидетельствует о различии паросодержаний и массового уровня по периметру опускного канала. Имеются некоторые аномалии в значениях влажности по высоте парового пространства и различие более 100 мм в значениях массового уровня над дырчатым листом в середине и по торцам. Для выявления причин этих явлений намечено дополнительное изучение.
Результаты проведенных испытаний потребовали внесения некоторых конструктивных изменений после проведения дополнительных исследований. К их числу относятся:

  1. изменение схемы отбора импульса на измерение уровня (с дырчатого листа вблизи горячего коллектора в дополнение к отбору из опускного канала);
  2. изменение степени перфорации погруженного дырчатого листа.

Испытание радиационной защиты и теплогидравлические испытания шахтного объема. Во время физпуска, энергопуска и освоения мощности проводилось измерение плотностей потоков и мощностей доз нейтронного и гамма-излучения вблизи основного оборудования первого контура, а также энергетического распределения нейтронов в эксплуатационных каналах «сухой» защиты и под корпусом реактора.
В результате измерений установлено, что:

  1. мощности доз ионизирующих излучений вблизи основного оборудования не превышают проектных величин;
  2. плотность потока тепловых нейтронов в каналах ИК оказалась ниже проектного значения примерно на порядок (1,1х109 н/см2 °С вместо 1,3х 1010 н/см2°С по проекту), что объясняется не учетом в проекте металлической арматуры «сухой» защиты, а также конструкции канала ИК. Для обеспечения работоспособности системы АКНП, в соответствии с принятым решением, блоки детектирования энергетического диапазона были заменены на другие, использующие ИК другого типа.

В процессе ПНР выявилась необходимость обслуживания оборудования реакторной установки (верхний блок, приводы ГЦН, машина для осмотра корпуса) и предложено установить дополнительную биологическую защиту доя снижения потоков в указанных местах.
Был разработан проект и проведена частичная реализация дополнительной защиты.
Теплогидравлические испытания шахтного объема проводились в период энергопуска и на этапе освоения мощности. В результате испытаний установлено, что температура элементов шахтного объема не превышает допустимых значений по проекту, за исключением места контакта с металлическим кольцом консоли при номинальной мощности. При работе на 100% мощности температура в этом месте достигала 168°С при проектной величине 126°С. Было принято решение, обеспечивающее работоспособность консоли при указанной температуре.
Исследование характеристик систем безопасности и защитных устройств. В период пуско-наладочных работ проводились исследования характеристик пассивной и активной частей системы аварийного охлаждения, быстродействующих устройств сброса пара из парогенераторов, быстродействующих отсечных клапанов на паропроводах парогенераторов, проверка работоспособности защит и блокировок, испытания работы программы ступенчатого пуска.
В результате испытаний установлено следующее:

  1. Срабатывание гидроемкостей САОЗ происходит при проектном давлении. Расход борного раствора по трубопроводам «гидроемкость-реактор» несколько выше проектного. Увеличенный по сравнению с проектным на 10 м3 объем гидроемкостей позволяет обеспечить их своевременное отсечение для исключения попадания азота в реактор при сливе воды из гидроемкостей.
  2. Характеристики двух подсистем, содержащих низконапорные насосы аварийного расхолаживания, соответствуют проектным. Отличия в проектной и фактической характеристиках третьей подсистемы приемлемы для эксплуатации реакторной установки.
  3. Система аварийного ввода бора высокого давления не полностью удовлетворяет требованиям правил ядерной безопасности из-за пониженного напора насосов аварийной подачи бора. В этой связи вопрос о достаточности фактических характеристик насосов аварийного впрыска бора рассматривался дополнительно. Было установлено, что имеющиеся средства аварийного расхолаживания по второму контуру (система аварийной подпитки парогенераторов, БРУА), выполненные в соответствии с принципами, предъявленными к устройствам безопасности, позволяют снизить давление в первом контуре до величины, необходимой для работы насосов аварийного впрыска бора за время, позволяющее сохранить реактор в подкритичном состоянии. Однако, ввиду того, что процессы, происходящие в первом контуре при течах теплоносителя через отверстия порядка 50-60 мм, на момент испытаний полностью не изучены, следует провести цикл расчетных и экспериментальных исследований, после чего, при необходимости, внедрить на 5 блоке НВАЭС дополнительные защитные мероприятия. Вместе с тем до проведения исследований следует реализовать на блоке дистанционно-управляющую систему сдувки парогазовой смеси из-под крышки реактора, коллекторов парогенераторов и компенсатора объема, позволяющую, при необходимости, совместно с БРУА управлять изменением давления в первом контуре при авариях. Принято решение о реализации такой системы при ближайшем ППР.
  4. Характеристики быстродействующих устройств сброса пара из парогенераторов и отсечных клапанов близки к проектным и будут уточняться при испытаниях, соответствующих этапу освоения мощности 100%.
  5. Защиты и блокировки приведены в соответствие с требованиями проекта. Дополнительно при ближайших ППР предусмотрена реализация защиты реакторной установки по снижению уровня в парогенераторах.
  6. Испытания работы программы ступенчатого пуска показали, что подключение потребителей всех ступеней, включая насосы аварийного впрыска бора и аварийного расхолаживания, происходит практически в соответствии с проектным алгоритмом. Применение на 5 блоке НВЭАС дизелей с временем запуска 15-17 с вместо 60 с по проекту обеспечивает более благоприятное протекание аварийных режимов.

Исследование системы компенсации объема и вспомогательных систем первого контура проводилось на этапе горячей обкатки и энергопуска. По системе компенсации объема проведены следующие испытания:

  1. Проверена производительность линий впрыска в компенсатор объема (КО) в режимах с увеличением давления в первом контуре. Установлено, что максимальная производительность соответствует проекту (140 кг/с, 150 кг/с — по результатам измерений, 145 кг/с - по проекту). Для обеспечения впрыска в КО при работе двух ГЦН требуется закрытие ГЗЗ на петлях с остальными ГЦН.
  2. Проверена производительность предохранительных клапанов на КО. Полученные результаты согласуются с проектными данными.

Отсутствие повышения давления в барботере при открытии предохранительного клапана на КО в течение 9 с свидетельствовало об его эффективной работе. На основе анализа проектных материалов и результатов испытаний на уровнях мощности менее 100% можно сделать заключение, что в системе имеются определенные проектные запасы.
Из вспомогательных систем первого контура наибольший интерес представляет система подпитки-продувки первого контура. Испытания системы показали, что регенеративный теплообменник системы обладает малой тепловой инерционностью и при переходных процессах в первом контуре, сопровождающихся расхолаживанием и снижением уровня в КО, возможно снижение температуры подпиточной воды и увеличение перепада температур на патрубке врезки в ГЦТ выше проектной величины, что может привести к сокращению проектного ресурса. Отмечены и другие недостатки в работе системы, что свидетельствовало о необходимости ее существенной доработки.
При исследовании режимов работы реакторной установки преследовались следующие цели:

  1. проверка соответствия проекту плановых стационарных и переходных режимов;
  2. комплексное опробование режимов для окончательной настройки регуляторов, уточнение требований к защитам и блокировкам, уточнение взаимодействия всех систем;
  3. получение информации для проверки расчетных методик.

Опробование режимов проводилось в основном в период энергопуска и освоения мощности. Проверены следующие режимы:

  1. стационарные режимы работы на четырех, трех и двух петлях;
  2. режим естественной циркуляции;
  3. режимы разогрева и расхолаживания;
  4. режим подключения и отключения петли при трех и четырех работающих петлях соответственно;
  5. режим полного обесточивания блока;
  6. режим перерыва электропитания ГЦН;
  7. режим отключения ГЦН;
  8. режимы набора нагрузки с нормальной скоростью и сброса нагрузки при отключении одного турбогенератора.

Основные результаты испытаний сводятся к следующему:

  1. не обнаружено влияние комбинаций работающих и не работающих петель на температурное поле на выходе из кассет, а следовательно, распределение расходов по кассетам близко к равномерному (неравномерность 5%);
  2. достигнутая мощность, снимаемая естественной циркуляцией, составляла 7% от номинальной, при проектной величине 10%. Отличие мощности от проектного значения было обусловлено достижением предельных температур на выходе из кассет из-за повышенных коэффициентов неравномерностей энерговыделений при низком уровне мощности;
  3. отработана и усовершенствована проектная технология проведения режимов разогрева со скоростью 20°С/ч и расхолаживания со скоростью 30°С/ч;
  4. установлено, что в режимах обесточивания и перерыва электропитания ГЦН выбег ГЦН в первые 3-5 сек сокращается с увеличением нагрузки секции электропитания.

Так, при нагрузке секции 70% от номинальной обороты ГЦН за 2 с снижаются на 15%, в то время как по проекту снижение оборотов на эту величину происходит за 3 с. Полученный результат объясняется работой двигателя ГЦН в режиме генератора, питающего потребителей, подключенных к секции.
В связи с обнаруженным эффектом время задержки на срабатывание аварийной защиты при обесточивании ГЦН было уменьшено до 1,4 с вместо 3 с по проекту.
Отработан алгоритм разогрева и подключения петли к трем работающим.
Показано, что состояние систем и автоматики дает возможность осуществить вывод установки на номинальную проектную мощность.

Основные недостатки и дефекты, выявленные при пуско-наладочных работах.

В период пуско-наладочных работ было выявлено некоторое количество дефектов и недостатков конструктивного и технологического характера. Часть работ по устранению недостатков было проведено сразу в процессе проведения пусконаладочных работ. К ним относятся, в частности, следующие:

  1. устранение причин, вызывающих поломку торсионов ГЦН;
  2. реконструкция маслосистемы ГЦН, в связи с имевшими место случаями подплавления подшипников электродвигателя;
  3. ремонт и замена приводов СУЗ;
  4. недостатки в работе электрооборудования СУЗ;
  5. принятие мер по обеспечению требуемого водного режима первого и второго контуров;
  6. замена ионизационных камер энергетического диапазона;
  7. снижение температуры торцов электронагревателей КО до допустимых пределов за счет организации воздушного охлаждения;
  8. наладка КИП для обеспечения проектной точности показаний;
  9. устранение причин отказов в работе систем автоматического регулирования;
  10. устранение отказов в электропитании собственных нужд в защитных устройствах.

Из дефектов и недостатков, которые должны быть устранены в первую очередь, были отнесены следующие:

  1. изменение схемы подачи питательной воды в парогенераторы от аварийных питательных насосов во всех проектных случаях;
  2. наладка системы ВРК и ИВС в полном объеме. Вывод на ИВС распределения энерговыделений по высоте каналов в графической форме, удобной для наблюдения за развитием ксенонных колебаний, и графиков изменения мощности во времени для эффективного контроля за скоростью изменения мощности реактора;
  3. реконструкция штанги перегрузочной машины для обеспечения работы весоизмерительной системы и выхода на координаты с достаточной точностью.

В результате пуско-наладочных работ была также выявлена низкая надежность датчиков и вторичных приборов для контроля теплотехнических параметров, ненадежная работа автоматики и появление ложных сигналов в системе зашит, что в конечном итоге привело к большому количеству срабатываний аварийной защиты, отсутствие автоматической системы диагностики систем безопасности и состояния основных регуляторов реакторной установки.
Пуско-наладочные работы и испытания, проведенные на 5 блоке НВАЭС, подтвердили правильность основных проектных и конструкторских решений, принятых при создании систем и оборудования реакторной установки ВВЭР-1 000.



 
« Расчетная обеспеченность работы гидроэлектростанции   Реакторы-размножители на быстрых нейтронах »
электрические сети