The article discusses the mechanism of insulation degradation caused by elevated temperature. The effect of overheating on the adhesion and integrity of the insulation layer is analyzed. It is emphasized that thermal aging is the main reason for reducing the service life of equipment, and the need for strict control of temperature conditions to ensure the reliability and safety of NPP operation is substantiated. Also the article considers the prospects of using geothermal resources as an alternative source to improve the efficiency of cooling systems for process equipment at nuclear power plants (NPPs). The existing problems associated with traditional cooling methods are analyzed and approaches to integrating geothermal technologies are proposed.

Keywords: thermal degradation of insulation, exciter, nuclear power plant, thermal aging, dielectric properties, geothermal resources, NPP cooling, heat pumps, energy efficiency, technical water supply.

Элементы электромагнитных возбудителей, являющихся основным оборудованием в системе генерации и регулирования мощности турбогенераторов на атомных электростанциях, функционируют в условиях значительных тепловых нагрузок, что создает серьезные проблемы для надежности электрической изоляции. Одним из наиболее критических факторов, определяющих надежность и долговечность данных устройств, является термическая деградация электрической изоляции. Повышенная температура, возникающая вследствие загрязнения воздухоохладителей возбудителей и высоких температур охлаждающей воды возбудителя, оказывает кумулятивное негативное воздействие на свойства изоляционных материалов, что в конечном итоге может привести к серьезным нарушениям в работе всего энергетического блока [1].

Повышение температуры электроизоляционных материалов ускоряет термоокислительные реакции в ней. Данные реакции приводят к разрыву макромолекулярных цепей, изменению химической структуры и, как следствие, к потере его механической прочности, эластичности и диэлектрических свойств [2]. Постепенное снижение тангенса угла диэлектрических потерь и пробивного напряжения является прямым следствием этих процессов. Нарушение целостности изоляционного слоя может проявляться в виде микротрещин и пористости, которые, в свою очередь, способствуют проникновению влаги и загрязнений, что еще больше усугубляет деградацию.

Термическое старение изоляции подчиняется экспоненциальной зависимости — повышение температуры на каждые 8–10°C приводит к двукратному сокращению срока службы изоляционных материалов. Электрическая прочность изоляции снижается в среднем на 2–4 % на каждые 10°C повышения температуры. Сопротивление изоляции демонстрирует выраженную температурную зависимость, снижаясь по экспоненциальному закону при росте температуры.

Экспериментальные данные показывают критическую зависимость долговечности изоляции от рабочей температуры. При температуре 100°C время жизни изоляции составляет 11,4 года, при 140°C — 83 дня, при 180°C — около 100 часов. Для изоляции с номинальной рабочей температурой 65°C скорость старения составляет 0,001 % в час при 100°C, увеличиваясь до 0,05 % в час при 140°C и до 1,0 % в час при 180°C.

Проведенный анализ показывает критическую важность строгого контроля за температурным режимом элементов возбудителя для обеспечения высокой надежности и безопасности функционирования АЭС. В условия жаркого климата и высоких температур наружного воздуха требуется использование современных технологий и новых подходов к поддержанию параметров охлаждающих сред в номинальных значениях. Перспективным направлением видится использование геотермальных теплообменников для снижения температуры охлаждающих сред ниже температур наружного воздуха.

Системы технического водоснабжения АЭС представляют собой критически важные элементы, обеспечивающие безопасную и эффективную работу энергетического оборудования [3]. Современные АЭС потребляют значительные объемы охлаждающей воды, при этом основная доля (до 100 % базового расхода) приходится на конденсацию отработавшего пара турбин [4]. Дополнительные потребители, включая системы охлаждения турбогенераторов (2,5–4,0 %), масляные системы (1,2–2,5 %) и вспомогательное оборудование, создают суммарную нагрузку на систему технического водоснабжения [3].

Особое внимание в этой статье уделяется возбудителям генераторов, надежность работы которых напрямую зависит от эффективности теплоотвода, поскольку повышение рабочих температур приводит к снижению срока службы электротехнического оборудования и может стать причиной выхода из строя и отключения энергоблока [5].

Оборотные системы с градирнями, получившие наибольшее распространение, обладают недостатками. Эффективность башенных градирен существенно зависит от температуры и влажности наружного воздуха [6]. Логически понятно, что градирня не может охладить воду ниже температуры наружного воздуха. А значит в жаркие периоды, когда температура воздуха превышает +32°C, температура охлаждающей воды превышает номинальные значения и возможны превышения допустимых температурных режимов оборудования [7].

Геотермальная энергетика предоставляет уникальные возможности для модернизации систем охлаждения АЭС благодаря стабильности температурных характеристик подземного теплоносителя [8]. На глубине от 3–5 до 100 метров температура грунта примерно равна среднегодовой температуре воздуха для данного региона независимо от сезонных колебаний наружного воздуха. Что, например, для Воронежской области составляет +5..+8°C. Эта особенность позволяет организовать эффективный теплообмен даже в условиях экстремально высоких летних температур.

Предлагаемая система геотермального доохлаждения может быть интегрирована в существующую схему охлаждающей воды на возбудитель по байпасной схеме, что позволит плавно переключаться между различными режимами охлаждения в зависимости от условий эксплуатации. В летний период геотермальная система работает в основном режиме, параллельно с основной. В остальные сезоны находится в резерве, ремонте. Схема может состоять из горизонтальных или вертикальных контуров, размещаемых в непосредственной близости от турбинного здания. Вертикальные скважины глубиной 100–150 метров или горизонтальные контуры, укладываемые на глубине 3–10 метров.

Проведенный анализ показывает, что применение геотермальных доохладителей в некоторых системах технического водоснабжения АЭС является перспективным направлением для поддержания заданного температурного режима оборудования.

Дальнейшие исследования и пилотные проекты в этой области позволят разработать оптимальные схемы интеграции и подтвердить экономическую целесообразность широкого внедрения геотермальных технологий на атомных электростанциях.

Литература:

1. Быстрицкий Г., Гасангаджиев Г. Электрооборудование электростанций: генераторы, трансформаторы, лэп 2-е изд., испр. и доп. Учебник для СПО. — Litres, 2025.
2. Коваленко А. С., Власова О. С. Актуальные вопросы оценки пожарной безопасности атомных электростанций //Среда, окружающая человека: природная, техногенная, социальная. — 2022. — С. 144–148.
3. Абрамов Н. Н. Водоснабжение. М.: Стройиздат, 1982, 440с.
4. Воронин Л. М. Особенности эксплуатации и ремонта АЭС. М.: Атомиздат, 1981. 168с.
5. Иванов-Смоленский А. В. Электрические машины. М.: Энергия, 1980. 928с.
6. Калинин Э. К. Эффективные поверхности теплообмена. М.: Энергоатомиздат, 1998. 408с.
7. Воронин Л. М. Теплообменные аппараты АЭС. М.: Атомиздат, 1980. 312с.
8. Букринский А. М. Аварийные переходные процессы на АЭС с ВВЭР. М.: Энергоатомиздат, 1982. 142с.