/
Текст
РАСЧЕТНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК РЕАКТОРА И РУ ВВЭР
Д6®МНИЕ РЕАКТОРНЫХ
УСТАНОВОК ВВЭР ДЛЯ АЭС
JB
II РАСЧЕТНОЕ
ОБОСНОВАНИЕ
ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИХ
J ХАРАКТЕРИСТИК
РЕАКТОРА И РУ ВВЭР
государств
Drihirrws К^СГСруЯ/ЛСр
Подольск
АЭС о ВВЭР:
Кольская АЭС, Россия
Нововоронежская АЭС, Россия
Балаковская АЭС, Россия
Ростовская АЭС, Россия
Калининская АЭС, Россия
Армянская АЭС, Армения
Ровенская АЭС, Украина
Запорожская АЭС. Украина
Хмельницкая АЭС, Украина
Южно-Украинская АЭС. Украина
АЭС <Козлодуй> Болгария
АЭС <Пакш>, Венгрия
АЭС <Богунице>, Словакия
АЭС <Моховце>, Словакия
АЭС <Дукованы>, Чехия
АЭС <Темелин> Чехия
АЗС <Ловииза>, Финляндия
АЭС «Тяньвань**, Китай
АЭС <Куданкулам>^' Индия *
АЭС <Бушер> Иран
СЕРТИФИКАТ
Орган по сертификации T(iV CERT
технадзорного общества
TUV NORD CERT GmbH & Co. KG
в соответствии с
методикой TUV CERT удостоверяет, что предприятие
Федеральное государственное унитарное предприятие
«Опытное конструкторское бюро «Гидропресс» (ФГУП ОКБ «Гидропресс»)
Россия, 142103, г. Подольск, Московская область
внедрило и применяет систему
менеджмента качества в следующих областях
проектирование и конструирование реакторных установок с
водо-водяными реакторами с водой под давлением и реакторами
иа жидкометаллическом теплоносителе для атомных станций
(блоков атомных станций) и конструирование оборудования и
трубопроводов для реакторных установок атомных станций,
сооружений и комплексов с исследовательскими ядерныыи
реакторами.
Проверочный аудит, Na отчёта 8000 309 154
подтвердил, что требования
EN ISO 9001 : 2000
выполнены
Данный сертификат действителен до 2005-06-26
Регистрационный номер сертификата 78 100 3565
г. Ганновер, 2003-12-10
NORD.
WV NORD CERT
ОргМ* ПО TUV CfcPь
г»мчлдж>р*£вв <Л*мос
ТО* Кию С*Я г G*t*1 * Со
ФГУП ОКБ 'ГИДРОПРЕСС
142103, Россия, г. Подольск, Московская область, ул. Орджокжидзе, д. 21
Тел: (095} 502-79-10, (0967) 54-25-16, Факс (095) 715-97-83, (0967) 54-
Е -maitgrpressOgrpr ess podcfek ги; Http://www.gkfropress podotek ru
ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС»
МОСКВА
2004
УДК 621.039+621.31
ББК 31.46+31.47
Р24
Рецензенты: директор теплофизического центра ГНЦ РФ-ФЭИ
д. т. н. А.Д. Ефанов,
директор отделения теплофизики НИКИЭТ д. т. н. С.Л. Соловьев
Расчетное обоснование теплогидравлических характеристик реактора
и РУ ВВЭР/В.П. Спассков, Ю.Г. Драгунов, С.Б. Рыжов, А.К. Подши-
бякин, Г.А. Волков, Ю.Г. Абагян, В.И. Абрамов, Е.И. Левин, Е.М. Да-
мрин, В.Н. Лубянко, Н.С. Филь, С.И. Зайцев, Г.В. Алехин, С.Н. Крас-
нов, А.М. Шумский, В.П. Денисов - М.: ИКЦ «Академкнига», 2004. -
340 с.: ил.
В книге изложены вопросы расчетного обоснования проекта и безопасно-
сти РУ, рассматриваемые Главным конструктором РУ ВВЭР при подготовке
отчетов по обоснованию безопасности РУ и АЭС и обоснованию проектов РУ.
Подчеркивается значение организационной и нормативно-технической доку-
ментации. Освещены основные этапы разработки методического и программ-
ного обеспечения для расчетного обоснования проектов ВВЭР в части тепло-
гидравлики РУ в стационарных и нестационарных режимах, подтверждения
проектных характеристик РУ результатами пусконаладочных работ и пуско-
вых испытаний.
При написании книги авторы использовали накопленный опыт практиче-
ского использования расчетных исследований специализированных подраз-
делений ОКБ «Гидропресс» за период работы над проектами реакторных уста-
новок в 1960-2000 гг.
Книга предназначена для специалистов, интересующихся проблемами
проектирования РУ ВВЭР и обоснования безопасности АЭС.
© ОКБ «Гидропресс», 2004
© ИКЦ «Академкнига», 2004
Предисловие
Расчетно-теоретические работы, выполняемые при конструирова-
нии реакторных установок (РУ) ВВЭР, включают большой объем ра-
бот. Среди них такие, как:
• выбор и обоснование энергетического процесса;
• конструктивные расчеты в обоснование выбора конструкции, оп-
тимизация конструкции и компоновки;
• выбор и обоснование конструкции специфических узлов;
• расчетное обоснование технологических процессов изготовления
оборудования;
• разработка технических заданий на эксперименты, на создание
базовой и экспериментальной частей стендов, схем. Обоснование
экспериментальных режимов, переноса результатов эксперимен-
тов на натурные установки;
• разработка процессов управления РУ, оптимизация режимов;
• расчетно-теоретическое обеспечение пусконаладочных и ремонт-
ных работ;
• обоснование работоспособности РУ;
• проведение поверочных расчетов;
• выбор и анализ режимов и факторов, определяющих безопасность
АЭС, составление отчета по безопасности.
Настоящая книга включает расчетные работы по обоснованию
теплогидравлических характеристик, входящие в обоснование про-
екта и в отчеты по безопасности РУ ВВЭР. Это поможет читателю
четко представить объем, номенклатуру, требования к расчетно-тео-
ретическим работам для составления отчета по безопасности.
Вычислительная работа по разработанным методикам и аттесто-
ванным программам является детерминистским процессом, требую-
щим технической дисциплины и исполнительской добросовестнос-
ти. Может возникнуть ошибочное представление о несложном меха-
ническом процессе разработки отчета с использованием готовых рас-
четных методик и вычислительных программ.
3
Предисловие
Имеется и другая сторона разработки отчета по безопасности:
анализ конструкции, режимов работы, процессов в узлах и в целом в
установке, анализ областей применимости методик и программ к
данным конкретным установкам и условиям, выбор номенклатуры
расчетных случаев, определяющих безопасность.
Разработка перечня расчетных случаев, учет реализовавшихся
аварийных ситуаций и вероятных теоретически являются важнейшей
и первоочередной задачей при разработке отчета по безопасности и
разработке инструкций по управлению авариями.
Проблема безопасности постоянно развивается, и совершенству-
ются методы и средства ее решения.
Специалисты, которые будут использовать настоящую книгу,
должны творчески применять представленный материал с обязатель-
ным анализом конструкций и условий работы установки, с тщатель-
ным обоснованием достаточности выбранных расчетных случаев для
доказательства безопасности.
Книга написана по работам коллективов расчетно-теоретических
отделов ОКБ «Гидропресс» за период с 1960 г. по настоящее время.
Разработка содержания и структуры книги осуществлена
В.П. Спассковым, Ю.Г. Драгуновым, С.Б. Рыжовым, А.К. Подшибя-
киным, В.П. Денисовым.
Главу 1 написали Г.А. Волков, Ю.Г. Абагян; главу 2 — В.И. Абра-
мов, Е.И. Левин, Е.М. Дамрин, В.Н. Лубянке; главу 3 — Н.С. Филь,
С.И. Зайцев (подраздел 3.11), Г.В. Алехин (подраздел 3.7); главу 4 -
Г.А. Волков, С.Н. Краснов.
Общее редактирование осуществлено В.П. Спассковым,
А.М. Шумским.
Техническую подготовку рукописи провела Т.А. Луканина.
Настоящая книга будет полезна всем специалистам, интересую-
щимся проблемами проектирования РУ ВВЭР и обоснования безо-
пасности АЭС.
Авторы будут благодарны всем читателям за предложения и заме-
чания, которые могут возникнуть при прочтении книги.
4
Перечень принятых сокращений
АВБ
АВМ
АВР (АР) -
АЗ
АКНП -
АПН
АПЭН -
АРК
АРМ
АС
АСУТП -
АЭС
БЗОК
БЗТ
БПП
БРУ-А(К)-
БЩУ
ВАБ
ВВЭР
ВД
ВКУ
впэн
ВРК
ГАН
гдв
ГЕ
ГЗЗ
ГО
ГПК
гик
гцн
гцт
ДНУ
дпз
ДСАП
Ду
аварийная подача бора
аналого-вычислительная машина
аварийное включение резерва питания
аварийная зашита реактора
аппаратура контроля нейтронного потока
аварийный питательный насос
аварийный питательный электронасос
аварийная и регулирующая кассета
автоматический регулятор мощности
атомная станция
автоматизированная система управления технологическим
процессом
атомная электростанция
быстродействующий запорно-отсечной клапан
блок защитных труб
библиотека программ предприятия
быстродействующая редукционная установка для сброса
пара в атмосферу (конденсатор турбины)
блочный шит управления
вероятностный анализ безопасности
водо-водяной энергетический реактор
высокое давление
внутрикорпусные устройства
вспомогательный питательный электронасос
внутриреакторный контроль
Госатомнадзор
гидродинамические воздействия
гидроемкость
главная запорная задвижка
герметичная оболочка (контайнмент)
главный паровой коллектор
главный циркуляционный контур
главный циркуляционный насос
главный циркуляционный трубопровод
дизельная насосная установка
датчик прямой зарядки
дополнительная система аварийной подпитки
диаметр условный
5
Перечень принятых сокращений
ЕЦ — естественная циркуляция
ИВС — информационно-вычислительная система
ИК - ионизационная камера
ИПУ — импульсное предохранительное устройство
КАЭС — Кольская АЭС
КГС — коэффициент гидравлического сопротивления
КД - компенсатор давления
КИП - контрольно-измерительный прибор
КНИ - канал нейтронный измерительный
ЛП - летящий предмет
ЛШП — линейный шаговый привод
МАГАТЭ - Международное агентство по атомной энергии
МКУ - минимально контролируемый уровень
МЭИ - Московский энергетический институт (технический
университет)
НВ АЭС - Нововоронежская АЭС
НВД - насос высокого давления
НД - низкое давление
НДС - напряженно-деформированное состояние
НИОКР - научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы
НИР - научно-исследовательские работы
НИТИ - Научно-исследовательский технологический институт
НК - направляющий канал
НКР - напорная камера реактора
ННД - насос низкого давления
ННУЭ — нарушение нормальных условий эксплуатации
НТД — нормативно-техническая документация
НУЭ — нормальные условия эксплуатации
ОКБ — опытное конструкторское бюро
ООБ — отчет по обоснованию безопасности
ОР — орган регулирования
ПА — проектная авария
ПВД — подогреватель высокого давления
ПГ — парогенератор
ПЗ — предупредительная защита
ПК — предохранительный клапан
ПНАЭ — правила и нормы в атомной энергетике
ПНР - пусконаладочные работы
ПС - поглощающий стержень
ПТНА — питательный турбонасосный агрегат
ПЭВМ - персональная электронная вычислительная машина
ПЭЛ — поглощающий элемент
ПЭН — питательный электронасос
РК — рабочая кассета
РНЦ КИ - Российский научный центр «Курчатовский институт»
РовАЭС — Ровенская АЭС
РОМ - регулятор ограничения мощности
6
Перечень принятых сокращений
РостАЭС - PC РТМ РУ РЗ, Р5 - рщу САОЗ САПР-Р - Ростовская (Волгодонская) АЭС рабочая сборка руководящие технические материалы реакторная установка системы вентиляции резервный шит управления система аварийного охлаждения активной зоны система автоматизированного проектирования (расчетная часть)
САР СБ свд СВО СВП СВРК СКР спни - спот - стп СУЗ твс твсм - тг ТДР тк ТОБ тп тпн тэн УВС УПЗ УТВС ФГУП - хго ХмАЭС - шэм ЭВ ЭВМ ЭГСР эниц - система автоматического регулирования система безопасности сосуд высокого давления спецводоочистка стержень с выгорающим поглотителем система внутриреакторного контроля сборная камера реактора система пусконаладочных измерений система пассивного отвода тепла стандарт предприятия система управления и защиты реактора тепловыделяющая сборка тепловыделяющая сборка модернизированная турбогенератор Таблица допустимых режимов эксплуатации термоконтроль техническое обоснование безопасности термопара турбопитательный насос трубчатый электронагреватель управляющая вычислительная система ускоренная предупредительная защита усовершенствованная тепловыделяющая сборка Федеральное государственное унитарное предприятие «холодная» и «горячая» обкатка реактора Хмельницкая АЭС шаговый электромагнитный (привод) энерговыделение электронная вычислительная машина электрогидравлическая система регулирования Электрогорский научно-исследовательский центр
ЭЦВМ - ЮУАЭС - ЯППУ - ЯЭУ по безопасности АЭС электронная цифровая вычислительная машина Южно-Украинская АЭС ядерная паропроизводящая установка ядерная энергетическая установка
7
Методическое и программное обеспечение расчетных
обоснований проектов реакторных установок ВВЭР
Начало 60-х годов прошлого века, когда главными инструментами
конструктора-расчетчика были логарифмическая линейка и арифмо-
метр, а в средствах массовой информации обсуждался вопрос о том,
сможет ли вычислительная машина состязаться с человеком в интел-
лекте, совпало в ОКБ «Гидропресс» с периодом нового этапа разви-
тия проектных работ в области создания ядерных энергетических ус-
тановок (ЯЭУ). В 1964 г. в г. Нововоронеже был запущен в эксплуата-
цию первый промышленный энергоблок АЭС с реактором типа
ВВЭР с электрической мощностью 210 МВт (В-1). Проект реактор-
ной установки (РУ) этого блока был выполнен ОКБ «Гидропресс».
Многие основные проектно-конструкторские решения этого проек-
та, проверенные затем на практике, успешно были использованы в
следующих проектах РУ. Это были проекты построенных РУ: В-2
мощностью 70 МВт в г. Райнсберге (Германия), В-ЗМ на 365 МВт на
Нововоронежской АЭС (НВАЭС), затем серийные установки В-440
(НВАЭС, а позднее для зарубежных АЭС). Параллельно разрабатыва-
лись и реализовывались в 60-70-е годы проекты РУ с кипящим рек-
тором (ВК-50), с натриевыми реакторами на быстрых нейтронах ти-
па БН (БОР-60 в г. Димитровграде, БН-350 в г. Мангышлаке, БН-600
на Белоярской АЭС). В ОКБ «Гидропресс» разработаны многие про-
екты РУ ВВЭР-1000 мощностью 1000 МВт электрических, которые
поныне работают в России, странах СНГ и дальнего зарубежья.
Энергично велись также работы по оборонным заказам.
Вместе с новыми задачами ядерной энергетики в 60-е годы росло
осознание того, что с возрастающими требованиями к технологичес-
ким параметрам и экономичности РУ, их надежности и безопасности
необходимы совершенствование и углубление знаний процессов ра-
боты уникального оборудования РУ и, как следствие, повышение
требований к качеству, полноте и точности расчетных обоснований
проектов. Это, в свою очередь, определило необходимость развития
и использования для них принципиально новых методов и средств
расчетного анализа.
/'Обеспечение расчетных обоснований проектов реакторных установок ВВЭР
Первым опытом в применении этих методов и средств стало прак-
тическое использование метода электроаналогии для моделирования
на электропроводной бумаге стационарных температурных полей в
сечениях узлов оборудовании РУ, что позволило решать многочис-
ленные температурные задачи с невиданной до того производитель-
ностью. Работы затем продолжались с использованием специального
«электро-гидроинтегратора» ЭГДА. В 1962—1964 гг. в ОКБ «Гидро-
пресс» впервые были поставлены работы по решению нестационар-
ных задач на основе аналоговых вычислительных машин (АВМ), для
чего были приобретены АВМ типа МН-7, ИПТ-5, а затем — ЭМУ-10,
которые были затем сблокированы в единую мощную систему. На
АВМ были выполнены расчеты для проектов РУ В-1, установок с ки-
пящим реактором ВК-50 и с реактором БОР-60, а также для прототи-
па транспортной энергетической установки 27-ВТ-5 и корабельной
ЯЭУ БМ-40А. Освоение этих методов и средств дало возможность
выполнять принципиально новые расчеты нестационарных процес-
сов в РУ, научно формулировать требования к их системам управле-
ния и этим поднять расчетные анализы на качественно иной уровень.
Описания процессов для АВМ простыми, физически легко предста-
вимыми системами уравнений явились хорошей основой создания
затем расчетных методик и программ для ЭЦВМ. Энтузиастами в
этих работах были В.П. Спассков, Г.А. Волков, А.К. Сердюк, а не-
сколько позднее — Л.И. Масленникова, Л.А. Гончарова, Л.Д. Тачко-
ва, В.П. Горячев.
Параллельно под руководством начальника физического подразде-
ления Е.В. Куликова на базе Института атомной энергии им. И.В. Кур-
чатова были развернуты работы по освоению расчетных программ и
постановки в ОКБ «Гидропресс» расчетов физики реакторов и ради-
ационной защиты.
Важную поддержку в работе оказывал тогда бывший заместитель
главного конструктора по расчетным работам Г.А. Тачков.
В 1966 г. была приобретена электронная цифровая вычислитель-
ная машина (ЭЦВМ) «Минск-22м», что явилось следующим и прин-
ципиально важным событием в развитии расчетных работ. Машина
относилась к ЭВМ второго поколения, т.е. была создана на транзис-
торной базе. Хотя она не отличалась высокими вычислительными
параметрами, но, тем не менее, предоставила возможность для мате-
матического моделирования широкого спектра физических процес-
сов в РУ, создания автоматизированной технологии расчетных обос-
нований проектов РУ и управления процессами проектирования, си-
9
Глава первая
схемного и на долговременной основе подхода к разработке и ис-
пользованию расчетных программ, использованию программ, разра-
ботанных на других предприятиях. ЭВМ обладала высокой надежно-
стью, что позволило эффективно эксплуатировать ее до 1982 г. вклю-
чительно. На базе ЭЦВМ «Минск-22м» на предприятии был создан
Вычислительный центр, объединивший работу специалистов раз-
личного профиля: инженеров-расчетчиков, программистов, элек-
тронщиков.
В конце 60-х - и в 70-х годах под руководством и при непосредст-
венном участии заместителя главного конструктора Е.В. Куликова и
сменившего его на этом посту В.П. Спасскова, начальника ВЦ
Г.А. Волкова и начальников других специализированных расчетных
отделов - М.А. Лукьянова, В.И. Налетова, А.К. Подшибякина,
В.К. Ткаченко и А.В. Резеповой, при участии наиболее квалифици-
рованных специалистов-расчетчиков на системной основе была про-
ведена выдающаяся по прогрессивности и широте охвата проблем
работа по созданию и внедрению расчетных методик и программ по
основным тематическим направлениям расчетных обоснований про-
ектов: физике, теплогидравлике, нестационарным процессам, темпе-
ратурным полям, прочности и др. Были разработаны единые требо-
вания к программам и программной документации (задолго до появ-
ления ГОСТа ЕСПД - единой системы программной документации),
а затем и соответствующий стандарт предприятия, организованы ар-
хив и каталог программ и программной документации для ЭЦВМ
«Минск-22м». Таким образом, в короткое время была создана об-
ширная библиотека программ предприятия (БПП), включавшая бо-
лее 120 программных средств, которая с тех пор неоднократно рас-
ширялась и модернизировалась (в том числе на базе других ЭВМ)
вплоть до современного ее состояния. На базе БПП была полностью
перестроена технология расчетных обоснований проектов РУ, а сами
проекты подняты на качественно более высокий, современный уро-
вень. При этом программное обеспечение стало доступным многим
инженерам, не являющимся авторами программ.
В дальнейшем созданная автоматизированная система расчетных
обоснований проектов РУ развивалась и модернизировалась с учетом
повышения требований к проектам.
В 1973 г. предприятием была приобретена наиболее мощная в то
время отечественная ЭВМ «БЭСМ-6», превосходившая «Минск-22м»
по основным вычислительным параметрам в десятки и сотни раз. Ре-
альное быстродействие «БЭСМ-6» составляло от 600 тыс. до миллио-
10
Обеспечение расчетных обоснований проектов реакторных установок ВВЭР
на операций в секунду, объем оперативной памяти изначально со-
ставлял 400 Кбайт и через несколько лет был удвоен. Машина обла-
дала уникальной по тем временам гибкой архитектурой, что позволя-
ло подключать к ней различные внешние устройства, тем самым уве-
личивая ее вычислительные возможности. По качеству архитектур-
ных решений «БЭСМ-6» в то время превосходила многие западные
мощные ЭВМ. Машина была оснащена внешней памятью большого
объема на магнитных лентах и быстродействующей внешней памя-
тью на магнитных барабанах. Очень важным обстоятельством явля-
лось наличие на «БЭСМ-6» современных трансляторов с языков про-
граммирования ФОРТРАН, АЛГОЛ и других машинных языков, что
позволило унифицировать и ускорить разработку программ при од-
новременном повышении их качества. В это же время было законче-
но строительство нового здания Вычислительного центра, в котором
были размещены ЭВМ «БЭСМ-6» и «Минск-22м».
Кроме того, к началу 70-х годов были произведены структурные
изменения в специализированных расчетных отделах, связанные с
переводом в эти отделы программистов, и организация разработки
расчетных методик и программ, отвечающих профилю соответствую-
щих специализированных отделов.
Накопленный опыт разработки и практического использования
расчетных программ, а также вышеперечисленные обстоятельства
обусловили дальнейшую разработку программно-методического
обеспечения расчетов на базе достигнутого, но на новом системном
уровне, а именно: в виде Автоматизированной системы расчетно-тео-
ретических обоснований проектов ядерных энергетических установок.
Разработка первой очереди этой системы под названием САП Р-Р-1
(проект «Коралл») была начата в 1979 г. и завершена в 1984 г. сдачей Го-
сударственной комиссии. В САПР-Р-1 были комплексно сформули-
рованы и реализованы требования к функциональным и обеспечиваю-
щим подсистемам.
В состав разработанных функциональных подсистем САПР-Р-1
вошли:
• подсистема «Физика», обеспечивающая два направления расчет-
ного обоснования, а именно: расчеты нейтронно-физических ха-
рактеристик активной зоны (выбор геометрии твэла и кассеты, ха-
рактеристик загрузки, обогащения, количества органов регулиро-
вания и их эффективности) и расчеты радиационной и биологиче-
ской защиты (выбор материалов для радиационной защиты, обос-
нование выбранных геометрических, габаритных, весовых харак-
11
Глава первая
теристик защиты, прогнозирование радиационной обстановки в
местах ремонта и осмотра оборудования и др.);
• подсистема «Теплогидравлика», обеспечивающая теплогидравли-
ческие расчеты реактора и первого контура в режимах номиналь-
ных, с отклонением параметров от номинальных (с работой на ча-
сти петель) и аварийных, расчеты динамических характеристик
приводов СУЗ и кассет в нормальных эксплуатационных и аварий-
ных режимах, расчеты температур, газовыделений и давления в
твэлах в течение кампании, расчеты (конструкторские и повероч-
ные) парогенераторов в номинальных и частичных режимах и др.;
• подсистема «Нестационарные режимы», обеспечивающая выпол-
нение комплекса расчетов для выработки требований к оборудо-
ванию, системам автоматики и защиты, обоснования надежности
и безопасности, а также выдачу исходных данных для расчетов
температурных полей и прочности. В подсистему включен также
программный комплекс по расчетам температурных полей в узлах
конструкций для расчетов их прочности;
• подсистема «Прочность», предназначенная для обоснования ста-
тической, циклической и сейсмической прочности узлов обору-
дования РУ ВВЭР в соответствии с нормами прочности, включая
обоснование безопасности, а также оптимизацию узлов конструк-
ций РУ;
• подсистема «Динамика», назначением которой является опреде-
ление гидродинамических усилий на элементы конструкций РУ
при разрыве главного циркуляционного трубопровода для прове-
дения соответствующих расчетов прочности в обоснование безо-
пасности реакторной установки в аварийных условиях.
Общими для всех подсистем задачами являлись: автоматизация
подготовки исходных данных, создание стандартных цепочек ком-
плексных расчетов и управляющих программ для их реализации, ав-
томатизация обработки результатов расчетов и выпуска технической
документации.
Кроме того, в САПР-Р-1 были впервые комплексно сформулиро-
ваны требования к обеспечивающим подсистемам, а именно: к мето-
дическому, лингвистическому, информационному, программному,
техническому и организационному видам обеспечения.
Разработка САПР-Р-1 явилась надежным фундаментом для по-
следующего развития и совершенствования системы расчетно-теоре-
тических обоснований РУ ВВЭР в ОКБ «Гидропресс».
12
Обеспечение расчетных обоснований проектов реакторных установок ВВЭР
Разработка этой системы осуществлена многими ведущими спе-
циалистами расчетных отделов под руководством и при участии
В.П. Спасскова, Г.А. Волкова, М.А. Лукьянова, В.И. Налетова,
А.К. Подшибякина, А.В. Резеповой, А.Н. Иванова.
В 80-е годы на основе опыта эксплуатации САПР-Р-1 и в целях
дальнейшего усовершенствования ее в соответствии с возрастающи-
ми требованиями к объему и качеству расчетных обоснований проек-
тов РУ работы продолжались, и в 1988 г. была сдана в эксплуатацию
вторая очередь автоматизированной системы расчетно-теоретичес-
ких обоснований проектов реакторных установок САПР-Р-2.
Новая система имела в качестве технической базы две ЭВМ:
БЭСМ-6/7 - модернизированная ЭВМ на основе прежней БЭСМ-6
(пущена в эксплуатацию в 1979 г.) и ЕС-1035, введенная в эксплуата-
цию в 1982 г. В 1989 г. ЕС-1035 была заменена на новую мощную ЭВМ
ЕС-1066. Состав функциональных подсистем САПР-Р-2 относитель-
но САПР-Р-1 был обновлен и расширен.
В нее вошли подсистемы:
• ФРИЗ — физика реактора и защиты;
• СТАРТ - стационарные теплогидравлические расчеты реактора и
первого контура;
• ТРАП - расчеты нестационарных теплогидравлических процес-
сов в РУ;
• ТЕМП — расчеты температурных полей в элементах конструкций
РУ в стационарных и нестационарных режимах;
• РАДИУС — расчеты гидродинамических нагрузок на элементы
конструкций РУ при максимальной проектной аварии;
• СТАТ — расчеты на статическую и циклическую прочность конст-
рукций РУ;
• АРСЕН — автоматизированный расчет сейсмических нагрузок;
• ДЕЛЬФИН — расчеты прочности узлов конструкций реактора,
парогенератора, трубопроводов и другого оборудования для режи-
мов с высокими динамическими нагрузками на их элементы;
• АРИАН - теплогидравлические расчеты для проектов парогене-
раторов с натриевым теплоносителем.
При разработке САПР-Р-2 было существенно развито программное
обеспечение системы 1-й очереди (САПР-Р-1) в направлении функци-
ональной полноты и глубины проработки проектируемых реакторных
установок и повышения качества расчетных моделей. В соответствии
с новыми последними требованиями к РУ ВВЭР в САПР-Р-2 были
13
Глава первая
разработаны 20 новых программ, модернизированы 11 программ,
внедрены 17 программ сторонних организаций. В составе системы
была создана новая подсистема ДЕЛЬФИН, из подсистемы расчетов
прочности СТАТ выделена в самостоятельную подсистема АРСЕН.
Из подсистемы СТАРТ выделен в отдельную систему существенно
модернизированный комплекс АРПАН. В подсистему ТРАП включе-
ны новые расчетные программы для анализа запроектных аварий с
тяжелым повреждением активной зоны ВВЭР.
На стадии предпроектного исследования, разработки техническо-
го задания и разработки самой системы были развиты и созданы но-
вые функциональные взаимосвязи между подсистемами, что важно
для организации комплексных расчетов с автоматизированной пере-
дачей данных из одних подсистем в другие. В рамках функциональ-
ных подсистем были модернизированы почти все базовые програм-
мы, что позволило увеличить их быстродействие, расширить круг ре-
шаемых проектных задач, сократить объем задаваемой вручную ин-
формации, улучшить наглядность представления информации и
приведения ее к форме, пригодной для непосредственного включе-
ния в проектную документацию.
Существенно были также улучшены сервисные средства подготов-
ки исходных данных, внедрены общесистемные средства организа-
ции интерактивного режима обработки информации, широкое при-
менение получили информационно-справочные системы, что позво-
лило ускорить время проведения расчетов и повысить их качество.
Техническая база САП Р-Р-2 была значительно улучшена по срав-
нению с САПР-Р-1. Увеличены мощности ЭВМ БЭСМ-6 и ЕС-1035,
появились накопители на магнитных дисках (НМД), обеспечиваю-
щие прямой доступ к информации и существенно повышающие ско-
рость ее обработки по сравнению с накопителями на магнитных лен-
тах (НМЛ), в практику расчетов внедрены выносные терминалы
(дисплеи), а для вывода результатов расчетов в графической форме —
графопостроители.
Выпуск программной документации осуществлялся по специаль-
но разработанному на основе ГОСТа ЕСПД стандарту предприятия
СТП-3.
В разработке САП Р-Р-2 также участвовали весь основной состав
специалистов-расчетчиков предприятия и руководители расчетных
подразделений.
Отмечая многолетнюю масштабную работу по созданию и разви-
тию на предприятии автоматизированной системы расчетных обос-
14
Обеспечение расчетных обоснований проектов реакторных установок ВВЭР
нований проектов РУ на базе вычислительной техники в период
60-80 годов как яркие страницы истории ОКБ «Гидропресс», необхо-
димо выразить признательность и уважение ее разработчикам, кото-
рые стали и пользователями этой системы, и исполнителям проект-
ных расчетов. Наибольший вклад в эти работы внесли:
• по расчетам физики активных зон и радиационной защиты (руко-
водители Е.В. Куликов, М.А Лукьянов): Ю.Г. Драгунов, А.А. Ев-
докимов, Ю.А. Ананьев, А.К. Горохов, В.В. Сьедин, Р.А. Аваков,
Л.А. Махнина, ГЛ. Пономаренко, В.И. Цофин, Ю.П. Леско-
вский, С.В. Новиков, В.В. Коваленко, В.А. Мокров, В.В. Усенков,
Л.Н. Кальченко, В.В. Кальченко, Л.М. Смирнов, В.И. Сазонов,
П.Б. Афанасьев, ЛД. Кауц, А.А Тучнолобов;
• по теплогидравлическим расчетам и динамике СУЗ (руководитель
В.И. Налетов): В.И. Абрамов, В.Н. Лубянке, Е.М. Дамрин,
Е.И. Левин, А.В. Воронков, Ю.П. Сорокин, И.А. Мозуль,
Ю.М. Коновальцев, И.Г. Щекин, В.И. Корнеев, В.Г. Брантов,
В.И. Курбанов, В.Н. Нуждин, Ю.Н. Нади некий, АП. Сарыгин,
В.П. Ягов, Н.А Сиротин, И.Н. Легуенко, В.Д. Фалалеев, В.В. Па-
жетнов, АИ. Ходаков, В.М. Ушаков, О.Н. Шишлов, И. Козко,
И.Г. Ковалик, О.М. Молчанова, И.А Фесенко, В.Б. Савина,
Н.Н. Вербовская, Л.А Малышева, Е.В. Глубокова, АГ. Ткаченко,
ТЛ. Орлова, О.А. Ходакова, Н.И. Лукарецкая;
• по нестационарным теплогидравлическим расчетам (руководите-
ли В.П. Спассков, ГА Волков, А.К. Подшибякин, Н.С. Филь):
В.А Волков, С.И. Зайцев, Л.Н. Латыев, Ю.В. Беляев, АГ. Окоро-
кова, Г.А Алексанова, В.И.Буланов, Б.Я. Курочка, АД. Громов,
В.М. Васин, Л.Н. Борисов, Б.Е. Волков, Л.А. Латыева, ГВ. Але-
хин, В.Е. Нечетный, Ю.И. Скочко, С.М. Видерман, В.Б. Черняко-
ва, AM. Шумский, И.Н. Маркин, Г.И. Куликова, ГС. Волков,
М.А Быков, Ю.Н. Надинский, Н.П. Володина, Ю.С. Сорокин,
А.А Вавилина, Т.П. Белозерова, А.Н. Соболева, Т.А. Брантова,
Н.В. Сидорова;
* по расчетам гидродинамических воздействий на оборудование
(руководитель ГА. Волков): С.Н. Краснов, Е.А. Честных, АВ. Ру-
банов, М.А Меньшикова, Е.С. Дуленчук, М.О. Закутаев, Д.А. По-
сысаев, К.И. Карпов;
15
Глава первая
• по расчетам температурных полей (руководители В.П. Спассков,
Г.А. Волков, А.К. Подшибякин, Н.С. Филь, А.Н. Иванов,
В.М. Васин, И.И. Пантюшин): В.П. Горячев, ГА. Алексанова,
Л.В. Петрова, Б.А. Беркович, П.В. Сурин, С.П. Калугин, В.М. .Па-
латин, Ю.И. Скочко, О.М. Титова, ТЕ. Кузнецова, Н.Д. Пахомо-
ва, В.П. Береговская;
• по расчетам прочности (руководители В.К. Ткаченко, А.В. Резе-
пова, А.Н. Иванов, Н.В. Шарый): И.И. Пантюшин, В.П. Юремен-
ко, В.Б. Плохое, В.П. Семишкин, В.А. Григорьев, В.А. Пиминов,
Ю.М. Максимов, Ю.В. Молев, В.В. Дружинин, Л.Е. Огарев,
Л.А. Лякишев, Л.М. Соков, С.И. Сероштан, С.П. Юременко,
Г.П. Шарая, Е.В. Морева, Е.Ф. Зубцов, Н.Г. Паршутин, В.В. Евдо-
кименко, ТВ. Шпак, Н.Е. Сурина, И.А. Козлова, Ю.Д. Байчиков,
И.Ф. Акбашев, Е.В. Дороженко, А.Н. Лихошерст, Ф.И. Ткаченко,
М.Е. Курдин, С.М. Масленников;
• по надежности и вероятностному анализу безопасности (руково-
дитель В.Н. Сиряпин): В.П. Шеин, В.И. Кудрявцев, А.В. Любар-
ский, М.Ю. Торохова, В.Ф. Добренькое, В.Е. Цветков;
• по специальному математическому обеспечению (руководители
ГА. Волков, Ю.Г. Абагян): В.В. Бабыкин, В.И. Буланов, В.Н. Ша-
повалова, В.С. Мусатова, А.С. Шурчанов, Е.В. Кузнецова;
• по вычислительной технике (руководители О.А. Скосырев,
ГА. Волков): В.И. Еремеев, Ю.М. Широков, В.П. Шпенев,
И.В. Корнеев, ГА. Лисовская, В.И. Гращук, В.П. Черногоров,
В.А. Музакка, Ю.Г. Абагян, В.В. Михайлов, В.П. Козлов, В.И. Па-
рамонов, М.Ф. Хафизов, И.Е. Дворецкий, Ю.В. Ильин, Е.Н. Не-
лин, С.Б. Сицкий, НА. Назаров, А.С. Климкин, О.В. Климкина,
Б.А. Мордовии, А.Д. Хахулин, И.Е. Сорокин, А.А. Кромов,
А.С. Лисицин, В.С. Архипов, В.А. Бондаренко, Н.А. Клепов,
А.П. Азаренков, П.Ю. Сорокин, Н.В. Черникова, Е.А. Матвеева,
Л.А. Сыцько, С.И. Сорокина, Л.А. Ченская, ТА. Луканина,
О.А. Чалова, М.Б. Валькова, ТВ. Каравайцева, А.Б. Мишакина,
ТГ Проваторова, Г.Н. Кузьмина, Тестова И.Е., Тарасенко ГИ. и
другие сотрудники.
16
Обеспечение расчетных обоснований проектов реакторных установок ВВЭР
В этот период была также создана и развивалась несколькими очере-
дями Система автоматизированного управления предприятием АСУ-КБ.
С самого начала и на дальнейших этапах работ в деятельности по
автоматизации расчетов на базе ЭВМ оказал большую поддержку и
проявил активное личное участие начальник—главный конструктор
ОКБ «Гидропресс» В.В. Стекольников.
Период 1989—1993 гг. характеризовался резким наращиванием вы-
числительных мощностей предприятия при одновременном развитии
двух направлений: «больших» ЭВМ и персональных компьютеров.
В 1989 г. была пущена в эксплуатацию мощная отечественная ЭВМ
ЕС-1066, приобретена партия из 30 компьютеров Robotron ЕС-1834, а
в 1990 г. - 130 компьютеров типа IBM PC, что положило начало ком-
пьютеризации многих других направлений работы предприятия, ко-
торая продолжается и в настоящее время. Продолжалось развитие и
традиционного направления: ставились новые расчетные задачи на
ЭВМ мини-VAX-11, приобретенной в 1989 г., в 1992 г. введена в экс-
плуатацию супер-ЭВМ американского производства CYBER-962, а в
1993 г. - наиболее мощная для того времени отечественная ЭВМ
Эльбрус-1 -КБ, являвшаяся продолжением и развитием ряда БЭСМ-6.
Несколько ранее, в 80-х годах, предприятием были приобретены и
введены в эксплуатацию ЭВМ СМ-3 и СМ-1420 в расширенной кон-
фигурации автоматизированного рабочего места конструктора. Таким
образом, в начале 90-х годов ОКБ «Гидропресс» располагало почти
полным набором вычислительных средств, производимых в то время,
и по уровню оснащенности вычислительной техникой опережало
большинство предприятий отрасли. Естественно, для этих ЭВМ со-
здавалось и программное обеспечение проектов РУ. В частности, на
ЭВМ мини-VAX-ll были выполнены многие расчеты нестационар-
ных режимов реакторной установки проекта В-341 для Финляндии.
Был создан ряд новых программ расчетов по различным системам ре-
акторных установок для ЭВМ ЕС-1066, CYBER-962, Эльбрус-1-КБ,
разработан специальный комплекс программ для автоматизирован-
ного места конструктора на базе ЭВМ СМ-3 и СМ-1420. Общее число
программ в БПП в тот период превысило 350.
Большой вклад в этот процесс внесли сотрудники предприятия:
Ю.Г. Абагян, Н.А. Назаров, С.Б. Сицкий, А.С. Климкин, АД. Попов,
И.Е. Дворецкий, Е.Н. Нелин, В.Н. Жаданов, В.И. Еремеев,
Ю.В. Ильин, В.И. Парамонов, В.М. Васин, В.Н. Камнев, И.А. Маце-
витая и многие другие программисты и инженеры-расчетчики, отме-
ченные выше.
17
Глава первая
Компьютерная технология расчетных обоснований проектов яв-
ляется весьма наукоемкой и требует систематического развития.
Созданная к началу 90-х годов база создавала для этого хорошие
предпосылки. Но в это время начали проявляться негативные
«перестроечные» тенденции. Стремительно росла инфляция, со-
кратились работы по проектам и т.д. «Большие» ЭВМ выводились
из эксплуатации, а перевод программ на персональные компьютеры
только начался. Это привело к тому, что многие расчетные работы
лишились своей программной базы.
Однако затем были приняты меры и сделаны значительные уси-
лия по возрождению и продолжению компьютеризации предприятия
на современной технической базе (ПЭВМ, «рабочие станции» и др.).
Этому способствовала и положительная конъюнктура в отношении
новых заказов на проектирование РУ ВВЭР для АЭС нового поколе-
ния повышенной безопасности. Развитие расчетных и информаци-
онных технологий на предприятии получило новый импульс под ру-
ководством директора-генерального конструктора Ю.Г. Драгунова.
В области проектирования РУ в ФГУП ОКБ «Гидропресс» действует
комплекс, включающий -150 новых и модернизированных про-
грамм, которые обеспечивают необходимую полноту расчетных
обоснований проектов РУ, включая их безопасность. Программы
имеют полный комплект документации, поддержаны всеми необхо-
димыми технологическими и информационными средствами и объе-
динены в БПП, функционирующую по установленным правилам.
Программы классифицированы по тематическим разделам проект-
ных обоснований и сгруппированы в соответствующие подсистемы
программного обеспечения проектов:
• расчеты физических характеристик реакторов и радиационной за-
щиты;
• расчеты стационарных теплогидравлических характеристик обо-
рудования;
• расчеты нестационарных теплогидравлических процессов в РУ;
• расчеты температурных полей в конструкциях;
• расчеты гидродинамических воздействий на оборудование при
разрывах трубопроводов;
• расчеты напряженно-деформированных состояний элементов
конструкций, включая сейсмические воздействия;
• расчеты структурной надежности оборудования и вероятностный
анализ безопасности (ВАБ);
• расчеты аварий при тяжелых повреждениях активной зоны;
18
Обеспечение расчетных обоснований проектов реакторных установок ВВЭР
• расчеты по водородной безопасности;
• обработка данных.
Функциональные назначения этих подсистем в основном анало-
гичны описанным выше для систем САПР-Р. Однако в соответст-
вии с современными требованиями к проектам настоящий
программный комплекс дополнен новыми подсистемами: расчеты
аварий при тяжелых повреждениях активной зоны реактора, по во-
дородной безопасности при возгорании или взрыве водорода в
нештатных ситуациях, расчеты в обоснование динамической устой-
чивости РУ с АСУ ТП и тестирование программного обеспечения
АСУ ТП. Существенно расширены состав и функции всех других
подсистем. Комплекс имеет также современные средства обеспече-
ния: базы данных, интерфейсы, программы обработки и представ-
ления результатов и др. Структурная схема программного комплек-
са показана на рис. 1.1.
В составе БПП имеется информационная база данных (каталог),
содержащая необходимые сведения об используемых программах.
Программы ФГУП ОКБ «Гидропресс» разработаны и оформлены в
соответствии со стандартом предприятия СТП-3-2ООО «Программы и
программные документы. Общие требования к разработке, содержа-
нию, оформлению, верификации, аттестации и обращению». Стан-
дарт регламентирует состав программной документации, содержание
каждого программного документа, порядок тестирования программ,
оформления, согласования, утверждения, внесения изменений и
хранения программной документации и машинных носителей.
Особое внимание уделяется проверке, в том числе эксперимен-
тальной (верификации), и аттестации программ в надзорном органе
атомной энергетики (ГАН России).
Большая часть методического и программного обеспечения про-
ектов РУ создана и внедрена в проектирование специалистами соот-
ветствующих подразделений предприятия, указанными выше, под
руководством первого заместителя главного конструктора по РУ
ВВЭР А.К.Подшибякина, начальников специализированных расчет-
но-конструкторских отделов ГА. Волкова, М.А. Быкова, А.К. Горо-
хова, Е.И. Левина, Н.С. Филя, Н.В. Шарого, Н.П. Коноплева и др.
Параллельно на предприятии также создавались и до настоящего
времени развиваются системы автоматизированного проектирова-
ния (конструирования), в том числе в 3-мерной геометрии на основе
программных пакетов CATIA v5.R10, SOLID WORKS 2001, AutoCAD
19
Глава первая
Требования проекта
и исходные данные
Расчетные задачи проекта
• проект
Программный комплекс и обеспечивающие системы
Физика реакторов и радиационной защиты
Стационарные тепло- гидравлические характеристики
Нестационарные тепло- гидравлические процессы
Температурные поля в конструкциях
Гидродинамические воздействия на оборудование
Напряженно-деформированное состояние конструкций
Структурная надежность оборудования и ВАБ
Аварии с тяжелым повреждением активной эоны
Водородная безопасность
Обеспечивающие подсистемы
АСУТП
Рис. 1.1. Структурная схема программного комплекса
20
Обеспечение расчетных обоснований проектов реакторных установок ВВЭР
2000LT, AutoCAD 14R и других, а также информационные системы
различного назначения.
В настоящее время работа продолжается в направлении создания
новейших программных средств сопряженных и многомерных расче-
тов, приобретения программ в других организациях, эксперимен-
тального обоснования, верификации и аттестации программ в ГАН
России.
В программном обеспечении проектов РУ одними из основных
являются комплексы программ для расчетов теплогидравлических
характеристик РУ. Их состав, назначение и функции конкретных
программ описаны в следующих главах книги.
21
Стационарные режимы работы РУ
В настоящей главе представлены основные положения расчетных
методов и результаты расчетного обоснования теплогидравлических
характеристик для стационарных режимов работы реакторных уста-
новок ВВЭР средней и большой мощности, спроектированных в
ОКБ «Гидропресс».
Эволюционное развитие проектов реакторных установок ВВЭР
для энергоблоков атомных электростанций электрической мощнос-
тью от 70 до 1500 МВт, разработанных в ОКБ «Гидропресс» за период
1955-2000 гг., в достаточно полном объеме представлено в [1].
Для основных серий реакторных установок ВВЭР-440 и ВВЭР-
1000 отражены следующие вопросы расчетного обоснования тепло-
гидравлических характеристик РУ, реактора и активной зоны:
• проектные основы и критерии обоснования теплогидравлических
характеристик РУ;
• расчетные методы и результаты расчетного обоснования теплоги-
дравлических характеристик и надежности охлаждения твэлов в
стационарных режимах работы РУ;
• статическая характеристика управления РУ — T-Q диаграмма;
• обоснование теплогидравлических и гидромеханических условий
работы органов регулирования СУЗ;
• основные характеристики методического и программного обеспе-
чения для расчетного обоснования проектов ВВЭР в части тепло-
гидравлики РУ в стационарных режимах;
• подтверждение проектных характеристик РУ результатами пуско-
наладочных работ (ПНР) и пусковых испытаний.
22
Стационарные режимы работы РУ
2.1
ПРОЕКТНЫЕ ОСНОВЫ ДЛЯ ВЫБОРА ОСНОВНЫХ
ПАРАМЕТРОВ И ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИХ
ХАРАКТЕРИСТИК РУВВЭР
2.1.1
Общие положения
ВВЗР-440
Как отмечается в [1], проекты ВВЭР-440 первого поколения (В-179,
В-230, В-270) разрабатывались при отсутствии отечественных норма-
тивов по безопасности АЭС и рассчитывались на эквивалентный раз-
рыв трубопровода диаметром до 100 мм с учетом ограничительной
вставки диаметром 32 мм в местах подключения этих трубопроводов
к ГЦТ. Исходя из указанного масштаба аварии, теплотехническое
обоснование базировалось на том, что в ходе заданной аварии актив-
ная зона реактора всегда остается залитой борированной водой.
Проекты ВВЭР-440 второго этапа создания (В-213) выполнялись
с учетом требований нормативного документа «Основные положе-
ния по обеспечению безопасности АЭС» (ОПБ-73). В этих проектах
уже предусмотрены технические меры, обеспечивающие безопас-
ность АЭС при авариях, связанных с мгновенным разрывом трубо-
провода максимального диаметра (Ду 500).
ВВЭР-1000
Первый спроектированный в России реактор ВВЭР-1000 (В-187),
введенный в эксплуатацию на 5-м блоке Нововоронежской АЭС,
имеет активную зону, составленную из 151 кассеты с шестигранными
чехлами, перфорированными по всей высоте активной зоны. В про-
екте предусмотрены технические меры, обеспечивающие безопас-
ность АЭС при авариях, связанных с мгновенным разрывом трубо-
провода максимального диаметра (Ду 850).
23
Глава вторая
Последующие серии реакторов ВВЭР-1000 (малая серия В-302,
В-338 и большая серия В-320) имеют активную зону, составленную из
163 бесчехловых кассет.
Кроме того, имеется некоторое отличие компоновки петель РУ
В-187 и малой серии В-302, В-338 из-за наличия главных запорных
задвижек (ГЗЗ) на холодных и горячих нитках петель по сравнению с
компоновкой петель РУ В-320, где ГЗЗ отсутствуют.
Однако проектные параметры и теплогидравлические характери-
стики (тепловая мощность реактора, давление первого контура, дав-
ление второго контура, расход теплоносителя через реактор, темпе-
ратуры теплоносителя на входе и на выходе из реактора) для всех се-
рий реакторов ВВЭР-1000 (табл. 2.1) и для всех серий реакторов
ВВЭР-440 (см. табл. 2.4) практически унифицированы в пределах
проектных допусков, и проектные подходы к выбору и обоснованию
параметров и теплогидравлических характеристик основаны на оди-
наковых принципах.
Поэтому основные положения расчетного обоснования теплогид-
равлических характеристик активной зоны, реактора и РУ в целом и
выполнение требований нормативно-технической документации по
надежности и безопасности в части теплогидравлики рассмотрены в
обобщенном виде для всех серий реакторов ВВЭР.
Таблица 2.1. Основные проектные параметры
и теплогидравлические характеристики РУ ВВЭР-1000
в стационарном режиме работы на четырех ГЦН
(номинальные значения и проектные отклонения,
обобщенные для всех серий реакторов ВВЭР-1000)
Наименование параметра Значение
Тепловая мощность реактора, МВт 3000+120
Давление в первом контуре (абсолютное, на выходе из реактора), МПа 15,7±0,3
Давление пара во втором контуре (абсолютное, на выходе из парового коллектора ПГ), МПа 6,28±0,2
Расход теплоносителя через реактор, мэ/ч 84800+.Ж
Температура теплоносителя на входе в реактор, °C 290^
Температура теплоносителя на выходе из реактора, °C 320±5
24
Стационарные режимы работы РУ
Основной задачей теплогидравлической части проекта РУ, реак-
тора и активной зоны является обоснование тепловых и гидравличе-
ских условий, обеспечивающих надежное охлаждение активной зоны
в стационарных режимах нормальных условий эксплуатации без на-
рушения эксплуатационного предела повреждения твэлов.
Согласно нормативному документу ПБЯ РУ АЭС [2], при нор-
мальной эксплуатации эксплуатационный предел повреждения твэ-
лов за счет образования микротрещин типа газовой неплотности обо-
лочки не должен превышать 0,2% твэлов и быть не больше 0,02% твэ-
лов при прямом контакте ядерного топлива с теплоносителем.
Необходимым условием для выполнения указанных нормативных
требований с точки зрения теплогидравлических аспектов работы ак-
тивной зоны является обеспечение надежного охлаждения элементов
активной зоны и их длительной работоспособности в потоке тепло-
носителя с учетом воздействия эксплуатационных факторов в тече-
ние проектного срока службы.
Выполнение указанных требований в проекте обосновывается пу-
тем проверки выполнения перечисленных ниже теплотехнических и
гидромеханических критериев и требований в стационарном режиме
работы.
2.1.2
Критерии теплотехнической надежности охлаждения твэлов
1. Минимальный коэффициент запаса до кризиса теплоотдачи дол-
жен быть таким, чтобы кризис теплоотдачи не возникал на макси-
мально теплонапряженном твэле в стационарных режимах нормаль-
ной эксплуатации, нормальных переходных режимах и режимах с на-
рушениями нормальных условий эксплуатации. Для доверительной
вероятности отсутствия кризиса теплоотдачи не менее 95% при уров-
не доверия 95% величина коэффициента запаса до кризиса теплоот-
дачи должна быть более 1,0.
2. Температура наружной поверхности оболочки твэла не должна
превышать длительно допустимую температуру 352 °C. Температура
топлива должна быть ниже температуры плавления топлива с учетом
выгорания (2600 °C).
3. Максимальная линейная нагрузка твэла не должна превышать
предельные значения: 448 Вт/см на нижней половине высоты актив-
25
Глава вторая
ной зоны со снижением допустимой нагрузки на верхней половине
высоты активной зоны по линейному закону с реперной точкой
360 Вт/см на высоте 80% Н„. Для твэга предельная линейная нагруз-
ка: 360 Вт/см на высоте 0-80% Нм, на высоте 80-100% Ню - по ана-
логии с ограничениями для твэла.
2.1.3
Проектные пределы по расходу и температуре теплоносителя
1. Расход теплоносителя через реактор при работе четырех ГЦН дол-
жен быть не менее минимального проектного расхода и не белее мак-
симального проектного расхода. Минимальный проектный расход
теплоносителя через реактор используется в анализе надежности ох-
лаждения активной зоны. Максимальный проектный расход тепло-
носителя через реактор используется при определении гидравличес-
ких нагрузок на ВКУ и на ТВС; максимальный проектный расход че-
рез ТВС используется при обосновании рабочего ресурса ТВС.
2. Должно быть обеспечено надежное удержание кассет и ОР СУЗ
от всплытия под действием гидродинамических усилий от потока
теплоносителя. Коэффициент запаса до всплытия кассеты должен
быть не менее 1,2.
3. Конструктивные характеристики ОР СУЗ и НК и организация
потока теплоносителя через НК должны обеспечивать время падения
ОР СУЗ в активную зону в проектных пределах 1,2-4,0 с при сраба-
тывании аварийной защиты.
4. В стационарных режимах работы поток теплоносителя в первом
контуре должен быть гидравлически устойчивым. Внутрикорпусные
устройства реактора должны обеспечивать достаточно равномерное и
стабильное распределение потока теплоносителя по кассетам актив-
ной зоны при работе различного количества ГЦН.
5. Уровень температур и подогрев теплоносителя в первом конту-
ре являются функцией от мощности реактора, расхода теплоносите-
ля и эффективности теплопередачи через трубчатку ПГ. Распределе-
ние температуры (энтальпии) и скорости теплоносителя в активной
зоне рассчитываются с учетом распределения энерговыделения и
скоростей теплоносителя и учитываются при расчетах запасов до
кризиса теплоотдачи.
26
Стационарные режимы работы РУ
2.2
РАСТЕТНОЕИЭКСПЕРИМЫПАПЬНОЕ ОБОСНОВАНИЕ
ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИХХАРАКТЕРИСТИК
В РЕЖИМАХ НОРМАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
2.2.1
0сновные1юяожениярасчепю-жсперименталы1огообосновання
теплогидравяическиххарактеристик
При расчетном обосновании проектных теплогидравлических харак-
теристик РУ и надежности охлаждения активной зоны закладывают-
ся следующие принципы:
• используются расчетные методики и коды, которые верифициро-
ваны, подтверждены опытом использования их при проектирова-
нии и эксплуатации различных типов ВВЭР и аттестованы
ГАН РФ;
• используются исходные данные, соотношения и константы, кото-
рые подтверждены экспериментальными данными, полученными
на стендах и в условиях реакторных установок при ПНР;
• при обосновании выполнения проектных критериев и ограниче-
ний учитываются консервативные условия эксплуатации и откло-
нения теплогидравлических характеристик в проектных пределах;
• обеспечивается полнота расчетного и (или) экспериментального
обоснования используемых моделей, замыкающих соотношений,
характеристик, т.е. всестороннее и взаимоувязанное рассмотрение
всех существенных аспектов теплогидравлики РУ, реактора и ак-
тивной зоны;
• расчетно-экспериментальное обоснование технического проекта
РУ носит поверочный характер;
• окончательная проверка, подтверждение или уточнение теплоги-
дравлических характеристик выполняются по результатам изме-
рений при ПНР и при опытной эксплуатации.
27
Глава вторая
2.2.2
Эксплуатационные режимы
Реакторные установки с реакторами типа ВВЭР в составе блоков АЭС
работают в основном в базовом режиме эксплуатации. Основными
стационарными режимами работы реакторной установки являются:
• режим работы на полном количестве петель и номинальной мощ-
ности;
• режим работы на частичном количестве петель и соответственно
на пониженных допустимых уровнях мощности;
• режим естественной циркуляции теплоносителя по первому кон-
туру с отводом остаточных тепловыделений активной зоны после
останова реактора.
Для стационарных режимов работы на различном количестве пе-
тель определяются проектные значения основных теплогидравличе-
ских параметров, которые с учетом подтверждения или уточнения по
результатам фактических замеров в период ПНР и освоения номи-
нальной мощности включаются в «Технологический регламент безо-
пасной эксплуатации РУ».
Последующая эксплуатация реакторной установки производится в
строгом соответствии с требованиями Технологического регламента.
2.2.3
Основные параметры РУ, реактора и активной зоны
в эксплуатационных режимах
Для определяющего стационарного режима работы РУ ВВЭР-1000 на
четырех петлях расчетный анализ теплогидравлических характерис-
тик активной зоны, реактора и первого контура в целом проводился
при номинальных значениях проектных параметров и с учетом воз-
можных отклонений основных параметров (мощности реактора, тем-
пературы на входе в реактор, расхода и давления теплоносителя в
первом контуре) от номинальных значений в пределах, обусловлен-
ных работой систем контроля и регулирования, а также возможными
отклонениями характеристик оборудования первого контура.
28
Стационарные режимы работы РУ
При обосновании теплотехнической надежности охлаждения ак-
тивной зоны учитывается наиболее неблагоприятная комбинация от-
клонений параметров:
• тепловая мощность реактора 104% NHOM;
• расход теплоносителя по первому контуру - минимальный про-
ектный;
• отклонение давления в первом контуре от номинала - минус
0,3 МПа;
• отклонение температуры теплоносителя на входе в реактор +2 °C;
• распределение энерговыделения в активной зоне, соответствую-
щее предельным тепловым нагрузкам твэлов.
Основные проектные параметры и теплогидравлические характе-
ристики реактора ВВЭР-1000, активной зоны, кассет и наиболее го-
рячей струи (ячейки) в стационарном режиме работы на четырех пет-
лях по результатам расчетного обоснования представлены в табл. 2.2
(номинальные значения и проектные отклонения от номинальных
значений). Из табл. 2.2 следует, что проектные критерии по коэффи-
циенту запаса до кризиса теплоотдачи, по температуре оболочки твэ-
ла и температуре топлива выполняются.
Для режимов работы ВВЭР-1000 на трех и двух петлях и соответ-
ственно на допустимых мощностях реактора 67% NHOM и 50(40)%
NH0M расчетные значения теплогидравлических характеристик при-
ведены в табл. 2.3 и находятся в проектных пределах параметров для
работы реактора на четырех ГЦН.
Естественная циркуляция теплоносителя в первом контуре ис-
пользуется для отвода остаточных тепловыделений активной зоны
после останова реактора и обесточивания ГЦН. Возможность этого
режима подтверждена расчетным анализом и опытными проверками
на головных блоках АЭС с реакторами ВВЭР-1000. Мощность, отво-
димая естественной циркуляцией теплоносителя, достаточна для от-
вода остаточных тепловыделений активной зоны.
Основные проектные параметры и теплогидравлические характе-
ристики активной зоны реактора ВВЭР-440 в стационарном режиме
работы на шести петлях приведены в табл. 2.4 (номинальные значе-
ния и проектные отклонения, учитывающие погрешности измерения
и регулирования, а также возможные пределы изменения характери-
стик оборудования в процессе эксплуатации).
29
Глава вторая
Таблица 12. Проектные параметры и теплогидравлические
характеристики реактора ВВЭР-1000 и активной зоны
в стационарном режиме работы на четырех ГЦН
Наименование параметра Значение
Тепловая мощность реактора, МВт 3000+120
Давление в первом контуре (абсолютное, на выходе из реактора), МПа 15,7±0,3
Температура теплоносителя на входе в реактор, °C 290+j
Температура теплоносителя на выходе из реактора, °C 320±5
Расход теплоносителя через реактор, м3/ч 84800^
Расход теплоносителя через активную зону, м3/ч 84000tX
Расход теплоносителя через кассету, м3/ч 515±55
Перепад давления на активной зоне (на кассете), МПа 0,142±0,025
Перепад давления на реакторе (без входных и выходных патрубков), МПа 0,392
Массовое паросодержание на выходе наиболее «горячей» струи (ячейки), не более 0,05
Средний линейный тепловой поток с твэла, Вт/см 166,2
Максимальный линейный тепловой поток с твэла, Вт/см 448,0
Максимальная температура наружной поверхности оболочки твэла, °C 352
Максимальная температура топливного сердечника твэла, °C 1800
Максимальная температура наружной поверхности ПЭЛ и СВП, °C 355
Коэффициент запаса до кризиса теплоотдачи с поверхности твэлов с доверительной вероятностью не менее 95%: — при номинальных параметрах — при отклоненных параметрах 1,90 1,30
30
Стационарные режимы работы РУ
Таблица 2.3. Теплогидравлические характеристики РУ ВВЭР-1000
при работе трех и двух ГЦН
Наименование параметра Значение
ЗГЦН 2 ГЦН противо- положные 2 ГЦН смежные
Тепловая мощность реактора, МВт 2010 1500 1200
Расход теплоносителя в петле с работающим ГЦН, м3/ч 24130 25700 25730
Расход теплоносителя в петле с неработающим ГЦН, м3/ч 8400 5350 5350
Расход теплоносителя через реактор, м3/ч 64000 40700 40760
Температура теплоносителя в холодных нитках петель, °C 288,8 288,8 287,4
Температура теплоносителя в горячих нитках работающих петель, °C 311,7 312,7 305,8
Температура теплоносителя в горячих нитках неработающих петель, °C 278,1 277,4 277,3
Мощность петли с работающим ГЦН, МВт 635,9 676,6 536,6
Мощность петли с неработающим ГЦН, МВт 102,3 73,4 63,4
Давление пара в корпусе парогенератора работающей петли, МПа 6,32 6,34 6,28
Давление пара в корпусе парогенератора неработающей петли, МПа 6,08 6,08 6,08
31
Глава вторая
Таблица 2.4. Проектные параметры и теплогидравлические
характеристики реактора ВВЭР-440 и активной зоны
в стационарном режиме работы на шести ГЦН
Наименование параметра Значение
Тип реактора
В-230 | В-213
Тепловая мощность реактора, МВт 1375127
Давление теплоносителя на выходе из активной зоны реактора, МПа 12,2610,2
Средняя температура теплоносителя на входе в реактор,°C 265-270
Средняя температура теплоносителя на выходе из реактора, °C 292-301 293-302
Расход теплоносителя через реактор (при температуре теплоносителя на входе в реактор), м3/ч 42000-47500 39000-43000
Перепад давления на реакторе, МПа 0,31410,02 0,27410,02
Расход теплоносителя через рабочую кассету и тепловыделяющую сборку кассеты АРК (при температуре теплоносителя на входе в реактор), м3/ч 100-130
Максимальная температура теплоносителя на выходе из кассет, °C 312,0
Максимальная температура наружной поверхности оболочки твэла, °C 335,0
Максимальная эксплуатационная мощность кассеты, МВт 5,95
Максимальная относительная мощность кассеты (Kq) 1,35(1,29)°
Максимальная относительная мощность твэла активной зоны (Кг) 1,55(1,48)°
Средний линейный тепловой поток с твэла, Вт/см 129,2(144,1)°
Максимальный линейный тепловой поток с твэла, Вт/см 325,0
Коэффициент запаса до кризиса теплоотдачи с поверхности твэлов (с учетом погрешности, соответствующей доверительной вероятности 95%), не менее 1,0 * В скобках даны значения для реакторов, в активных зонах которых установлены 36 кассет-экранов.
32
Стационарные режимы работы РУ
2.2.4
Распределение расхода и температуры теплоносителя
в реакторе и активной зоне
Теплоотвод от активной зоны обеспечивается расходом теплоносите-
ля, который создают ГЦН на работающих петлях. Расход теплоноси-
теля через реактор равен сумме расходов в работающих петлях за вы-
четом расходов обратных токов через петли с неработающими ГЦН.
Расход теплоносителя через активную зону, эффективно участвую-
щий в охлаждении твэлов активной зоны, меньше расхода через ре-
актор на величину протечек теплоносителя мимо активной зоны, ко-
торые составляют 3-4% от общего расхода через реактор и использу-
ются для охлаждения ВКУ реактора и поглощающих элементов орга-
нов регулирования СУЗ.
В реакторах В-440 расход теплоносителя, не участвующего в ох-
лаждении твэлов активной зоны (коэффициент протечек), зависит от
конструктивных особенностей рабочих кассет, которыми комплекту-
ется активная зона, и колеблется в пределах от 3% (реактор В-213, ак-
тивная зона которого укомплектована рабочими кассетами с разме-
ром чехла «под ключ» 145,0 мм) до 11% (реактор В-230, активная зо-
на которого укомплектована кассетами - экранами и рабочими кас-
сетами с размером чехла «под ключ» 143,0 мм).
Расходы теплоносителя по петлям и через реактор определяются
из условия равенства напора ГЦН и гидравлического сопротивления
тракта первого контура. При этом напорные характеристики ГЦН
принимаются по техническим условиям на ГЦН, подтвержденным
стендовыми испытаниями ГЦН, а коэффициенты гидравлического
сопротивления оборудования и отдельных участков первого контура
принимаются по экспериментальным данным, полученным на моде-
лях и в натурных условиях реакторных установок при ПНР.
В гидравлическом анализе первого контура определяются номи-
нальное* значение расхода теплоносителя через реактор (при номи-
нальных значениях гидравлических характеристик первого контура и
номинальных напорных характеристиках ГЦН) и значения мини-
мального проектного и максимального проектного расхода через ре-
актор (с учетом погрешностей знания гидравлических характеристик
первого контура и проектного допуска на напорную характеристику
ГЦН, а также с учетом отклонений частоты в сети электропитания
ГЦН в пределах 50^ ГЦ).
33
Глава вторая
При работе четырех ГЦН номинальный проектный расход теплоно-
сителя через реактор ВВЭР-1000 составляет 84800 м3/ч, минимальный
проектный расход составляет 80000 м3/ч, максимальный проектный рас-
ход составляет 88800 м3/ч с доверительной вероятностью не менее 95%.
Минимальный проектный расход теплоносителя через реактор
используется при обосновании теплотехнической надежности ох-
лаждения активной зоны. Максимальный проектный расход тепло-
носителя через реактор используется при анализе гидравлических на-
грузок на элементы ВКУ и активной зоны и обосновании надежнос-
ти удержания кассет от всплытия.
Значения температур на входе и на выходе из реактора определя-
ются эффективностью теплопередачи через трубчатку ПГ и давлени-
ем пара по второму контуру. В теплогидравлическом расчете рассмат-
риваются условия работы ПГ с чистой трубчаткой и с учетом проект-
ной величины глушения трубок и отложений на поверхности трубок.
Подогрев теплоносителя на реакторе определяется мощностью
тепловыделений в реакторе и расходом теплоносителя через реактор.
Конструкция внутрикорпусных устройств реактора обеспечивает
достаточно равномерное и устойчивое распределение расходов по
кассетам в поперечном сечении активной зоны как при работе всех
ГЦН, так и при частичном количестве работающих ГЦН. Это обеспе-
чивается за счет гидравлического дросселирования потока теплоно-
сителя на перфорациях днища шахты и опорных труб (на входе в ак-
тивную зону) и на перфорациях цилиндрических обечаек БЗТ и шах-
ты (на выходе из активной зоны).
Подробные исследования на моделях, на головных и серийных
блоках АЭС показали, что неравномерность распределения расхода че-
рез хвостовики кассет не превышает 15% от среднего значения. Эта не-
равномерность обусловлена отличием условий входа потока теплоно-
сителя в центральные и периферийные опорные трубы. Однако, как
показали исследования на экспериментальной сборке из семи кассет,
происходит быстрое выравнивание расходов и скоростей по сечению
активной зоны на начальном участке пучка твэлов длиной менее 0,5 м.
Анализ этих данных показывает, что отклонение эквивалентного (ус-
редненного по высоте активной зоны) расхода через кассету не превы-
шает 3%. Данная величина отклонения расхода через кассету от сред-
него значения по активной зоне учитывается как одна из составляю-
щих в инженерном коэффициенте по подогреву теплоносителя.
При расчете теплогидравлических характеристик кассет активная
зона рассматривается как система параллельных каналов (кассет с
34
Стационарные режимы работы РУ
различной мощностью энерговыделений и возможными отличиями
геометрических и гидравлических характеристик), работающих под
общим перепадом давления на активной зоне и гидравлически взаи-
модействующих между собой в поперечном направлении (при пер-
форированных чехлах кассет или при отсутствии чехлов на кассетах).
В результате расчета определяются распределения расходов и подо-
гревов теплоносителя по кассетам.
Расчет теплогидравлических характеристик петель, реактора и кассет
выполняется по программе СТАР-1, аттестованной ГАН РФ. Основные
характеристики программы СТАР-1 приведены в подразделе 2.5.2.
2.2.5
Локальные теплогидравлические параметры и запасы
до кризиса теплоотдачи в пучке твэлов
Для наиболее теплонапряженной области активной зоны (наиболее
теплонапряженной кассеты) проводится поячеечный расчет локаль-
ных теплогидравлических параметров (энтальпии, массовой скоро-
сти, теплового потока с поверхности твэла, запаса до кризиса тепло-
отдачи) по сечению и высоте пучка твэлов.
Выбранная расчетная область в поперечном сечении разбивается на
ячейки, по высоте - на расчетные участки. В поперечном сечении ис-
пользуются следующие характерные (типовые) ячейки: регулярные
межтвэльные ячейки, ячейки около НК, ячейки в межкассетных зазо-
рах. С учетом возможного искривления ТВС размеры ячеек в межкас-
сетных зазорах и величина энерговыделений в твэлах периферийных
рядов принимаются в зависимости от величины межкассетных зазоров.
Расход теплоносителя через пучок твэлов расчетной области и
распределение расходов по отдельным ячейкам в пучке твэлов опре-
деляются из условия равенства перепадов давления на активной зоне
и на пучке твэлов выбранной расчетной области. С этой целью в рас-
четной схеме параллельно с теплонапряженной ТВС, разбиваемой на
ячейки, учитывается остальная часть активной зоны в виде одной ук-
рупненной ячейки со средними параметрами, что обеспечивает воз-
можность учета перераспределения расхода между теплонапряжен-
ной ТВС и активной зоной. При этом общий расход теплоносителя
для всей расчетной схемы соответствует расходу через активную зону
35
Глава вторая
О - твэл 1-661 - номера расчетных ячеек
- направляющий канал
Рис. 2.1. Схема разбиения сечения кассеты на расчетные ячейки
и принимается равным расходу через реактор за вычетом байпасных
протечек мимо активной зоны.
Пример разбиения расчетной области на ячейки представлен на
рис. 2.1.
Теплогидравлические параметры в ячейках определяются из сис-
темы уравнений движения, энергии и неразрывности для потоков
теплоносителя в ячейках с учетом эффектов турбулентного переме-
шивания и поперечных перетоков между ячейками.
По локальным параметрам в каждой расчетной ячейке и на каж-
дом расчетном участке по высоте определяются значения критиче-
36
Стационарные режимы работы РУ
ского теплового потока и отношение критического теплового потока
к фактическому локальному тепловому потоку с поверхности твэла.
Надежное охлаждение твэлов считается обеспеченным с вероят-
ностью не менее 95%, если наименьшее значение отношения (назы-
ваемое коэффициентом запаса до кризиса теплоотдачи) отвечает ус-
ловию:
q^pd-S)
q
•Чап = min
> 1,0,
(2.1)
где - критический тепловой поток, рассчитанный по локальным
теплогидравлическим параметрам теплоносителя в ячейках пучка по
соотношению ОКБ «Гидропресс» [3], полученному на основе экспе-
риментальных данных для пучков стержней при режимных и геомет-
рических параметрах активных зон реакторов ВВЭР. Соотношение
учитывает влияние неравномерности распределения энерговыделе-
ния по высоте пучка, а также влияние дистанционирующих решеток,
поскольку экспериментальные данные были получены на пучках со
штатными дистанционирующими решетками;
5 - относительная погрешность соотношения [3] при доверитель-
ной вероятности не менее 95%;
q - действительный (возможный) локальный тепловой поток с
поверхности твэла в расчетной ячейке и расчетной точке по высоте.
При определении коэффициента запаса до кризиса теплоотдачи
тепловые потоки с твэла и подогревы теплоносителя в расчетной
ячейке рассчитывались в соответствии с распределением энерговы-
деления по твэлам и по высоте активной зоны и дополнительно уве-
личивались на величину инженерных коэффициентов запаса по теп-
ловому потоку и по подогреву теплоносителя в ячейке.
Инженерные коэффициенты статистически учитывают различ-
ные случайные факторы, которые могут влиять на максимальную ве-
личину локального теплового потока и на величину подогрева тепло-
носителя в ячейке (отклонения в пределах проектных, технологичес-
ких допусков обогащения, плотности топлива, геометрических ха-
рактеристик твэла и пучка твэлов, погрешности знания распределе-
ния энерговыделения и расхода теплоносителя по кассетам и по
ячейкам пучка твэлов).
На основе локальных параметров теплоносителя в пучке твэлов
определяются коэффициенты теплоотдачи от твэла к теплоносителю
и температура наружной поверхности оболочки твэла, а с учетом теп-
37
Глава вторая
лопроводности оболочки твэла, проводимости газового зазора между
оболочкой и топливом и теплопроводности топлива определяется
температура в центре топливных сердечников. Рассчитывается также
температурный режим работы направляющего канала с ПЭЛ и СВП
(температура теплоносителя в НК, температура наружной поверхно-
сти ПЭЛ и СВП).
Расчетные параметры наиболее «горячей» ячейки, наиболее теп-
лонапряженных твэлов, ПЭЛ и СВП и коэффициент запаса до кри-
зиса теплоотдачи при номинальных параметрах РУ и при отклонении
параметров в проектных пределах приведены в табл. 2.2 для ВВЭР-
1000 и в табл. 2.4 для ВВЭР-440.
Расчет локальных теплогидравлических характеристик по сечению
и высоте пучка твэлов и коэффициента запаса до кризиса теплоотда-
чи выполняется по программе ПУЧОК-1000, аттестованной ГАН РФ.
Основные характеристики программы приведены в подразделе 2.5.3.
2.2.6
Гидравлические нагрузки на кассеты и ВКУ
Перепады давления, вследствие гидравлических потерь на участках
внутрикорпусного тракта реактора в стационарном режиме работы,
рассчитываются на основе проектных коэффициентов гидравличес-
ких сопротивлений, подтвержденных экспериментальными данны-
ми на моделях реактора и штатных реакторных установках.
При анализе гидравлических нагрузок на кассету от потока тепло-
носителя учитывается максимально возможный перепад давления на
кассете, соответствующий максимальному проектному расходу теп-
лоносителя через реактор и максимальному значению КГС кассеты с
учетом погрешности его знания. Значения КГС кассеты и его по-
грешность получены по результатам гидравлической проливки на
стенде партии штатных кассет. При расчете коэффициента запаса до
всплытия кассеты используется минимальная в процессе эксплуата-
ции, с учетом проектного допуска, величина усилия поджатия кассе-
ты пружинным блоком.
Расчетный коэффициент запаса до всплытия кассеты ВВЭР-1000
при нормальных условиях эксплуатации с учетом отклонения частоты
до 50,5 Гц составляет не менее 1,4. В режимах ННУЭ с отклонением
частоты до 55 Гц гидравлические выталкивающие усилия увеличива-
38
Стационарные режимы работы РУ
ются на 20% по сравнению с номинальным режимом; при этом сохра-
няется запасло всплытия кассет не менее 1,2. Таким образом, в режи-
мах НУЭ и ННУЭ обеспечивается удержание кассет от всплытия.
Удержание БЗТ и внутрикорпусной шахты от всплытия обеспечи-
вается за счет поджатия их крышкой реактора через трубчатый торо-
идальный элемент.
В реакторах ВВЭР-440 наибольшие гидравлические нагрузки испы-
тывают тепловыделяющие сборки кассет АРК (кассета аварийной за-
шиты, регулирования и компенсации). Коэффициент запаса до всплы-
тия ТВС кассет АРК определяется для случая расцепления ее с поглоща-
ющей надставкой с одновременным наложением обрыва промштанги
привода кассет АРК (маловероятного события). Минимальное значение
коэффициента запаса до всплытия ТВС кассет АРК в этом случае со-
ставляет 1,1, вто время как у рабочих кассет он равен 1,6.
2.3
СТАТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УПРАВЛЕНИЯ РУ
2.3.1
Контроль и управление параметрами РУ
Проектом предусмотрена следующая номенклатура основных тепло-
технических и нейтронно-физических параметров активной зоны,
реактора и первого контура, контролируемых при эксплуатации:
• давление в первом контуре (над активной зоной);
• температура теплоносителя в петлях на входе в реактор и на выхо-
де из реактора;
• температура теплоносителя под крышкой реактора;
• температура теплоносителя на выходе из кассет;
• перепад давления на ГЦН;
• перепад давления на реакторе;
• перепады давления на парогенераторах;
• уровень мощности по нейтронному потоку;
• распределение энерговыделения по кассетам и высоте активной
зоны;
• положение по высоте органов регулирования;
39
Глава вторая
• концентрация борной кислоты в теплоносителе первого контура
(на входе в активную зону);
• уровень теплоносителя в компенсаторе давления;
• температура теплоносителя в компенсаторе давления;
• уровень воды в парогенераторах;
• расход питательной воды на парогенераторы;
• температура металла корпуса реактора;
• температура металла корпусов парогенераторов.
Система контроля и управления реактора обеспечивает постоян-
ный контроль параметров реактора и активной зоны в процессе экс-
плуатации. Результаты выводятся в вычислительную систему, кото-
рая обрабатывает информацию и представляет полученные результа-
ты на внешние устройства для информации оператора и дальнейшей
обработки (в частности, расчетов тепловой мощности по параметрам
первого и второго контуров и т.д.). Эта информация используется
также в системах автоматической зашиты, регулирования и преду-
предительной сигнализации.
Система управления и зашиты реактора обеспечивает автоматиче-
ское регулирование мощности реактора и ее распределение, защиту
активной зоны от превышения основными параметрами установлен-
ных проектных пределов, что гарантирует работу твэлов без повреж-
дения в нормальных режимах эксплуатации.
2.3.2
Т-Q диаграмма
Реакторная установка допускает работу в режимах нормальной экс-
плуатации на разных стационарных уровнях мощности и с изменени-
ями нагрузки. В указанных режимах системы регулирования мощно-
сти реактора и турбины, системы регулирования давления и уровня в
компенсаторе давления, системы регулирования расхода питатель-
ной воды и уровня воды в парогенераторах, давления в ГПК обеспе-
чивают согласование нагрузки турбогенератора и реактора и поддер-
жание параметров реакторной установки без превышения проектных
пределов.
Для стационарного режима работы реакторной установки на пол-
ном количестве петель на разных уровнях мощности на рис. 2.2 при-
ведена Т-Q диаграмма - зависимость температуры теплоносителя в
40
Стационарные режимы работы РУ
Рис. 2.2. фафик изменения теплотехнических параметров при работе ре-
гулятора мощности по программе PrnK = const
(вых ~ температура теплоносителя на выходе из реактора;
tM - температура теплоносителя на входе в реактор;
Г - средняя температура теплоносителя первого контура;
Рпг - давление пара на выходе из парового коллектора ПГ;
Рглк — давление пара в главном паровом коллекторе
41
Глава вторая
первом контуре от мощности реактора для программы регулирова-
ния с поддержанием постоянного давления пара в главном паровом
коллекторе.
2.4
ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИЕ И ГИДРОМЕХАНИЧЕСКИЕ
УСЛОВИЯ РАБОТЫ ОРГАНОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ СУЗ ВВЭР
2.4.1
Описание теплогидравлических условий работы
и характеристик перемещения ОР СУЗ
в режимах регулирования и срабатывания аварийной защиты
ВВЭР-1000
Органы регулирования СУЗ ВВЭР-1000 представляют собой систему,
включающую поглощающий стержень, сцепленный со штангой при-
вода и предназначенный для управления реактивностью и мощнос-
тью реактора, а также для быстрого перевода активной зоны в под-
критическое состояние.
В режиме регулирования ОР СУЗ перемещается с рабочей скоро-
стью 2 см/с с помощью привода ШЭМ. В режиме срабатывания ава-
рийной защиты (АЗ) ОР СУЗ вводятся в активную зону за счет сво-
бодного падения за проектное время 1,2—4,0 с. В конце падения обес-
печивается демпфирование ОР СУЗ за счет пружин подвески ПЭЛ и
пружинного блока в головке ТВС.
В активной зоне ВВЭР-1000 поглощающий стержень состоит из
18 ПЭЛ, которые размещаются и перемещаются внутри направляю-
щих каналов (НК) ТВС и направляющих каналов труб БЗТ
В отдельных ТВС активной зоны ВВЭР-1000 в направляющих ка-
налах могут быть установлены сборки из 18 стержней с выгорающим
поглотителем (СВП), которые находятся в неподвижном положении.
42
Стационарные режимы работы РУ
Для отвода радиационных энерговыделений от ПЭЛ и СВП орга-
низован проток теплоносителя через направляющие каналы ТВС за
счет отверстий в наконечниках НК.
Проток теплоносителя через НК, в свою очередь, вызывает вытал-
кивающие гидравлические усилия на сборку ПЭЛ и влияет на вре-
менные характеристики падения ОР СУЗ.
ВВЭР-440
Органы регулирования СУЗ ВВЭР-440 состоят из ТВС и поглощаю-
щей надставки, которые соединены между собой и с помощью при-
вода могут перемещаться по высоте активной зоны. Основное их на-
значение заключается в регулировании мощности реактора и быст-
рого перевода активной зоны в подкритическое состояние.
В активной зоне реактора размещено 37 ОР СУЗ (реакторы В-230,
В-270, В-213), а в серии ранних блоков (реакторы В-179) —
73 ОР СУЗ, которые объединены между собой по группам.
Рабочая скорость перемещения ОР СУЗ в стационарном режиме
работы блока на номинальных параметрах составляет 2 см/с, кото-
рую обеспечивает привод СУЗ. В режимах, требующих быстрого пе-
ревода активной зоны реактора в подкритическое состояние, все ОР
СУЗ перемещаются под действием собственного веса. Время полно-
го перемещения ОР СУЗ в этих режимах должно находиться в интер-
вале 8—12 с.
2.4.2
Расчетное и экспериментальное обоснование механических
и динамических характеристик ОР СУЗ ВВЭР-1000
На стадии проектирования проводились теплогидравлические расче-
ты охлаждения ПЭЛ и СВП и расчеты динамических характеристик
ОР СУЗ в режиме срабатывания АЗ с целью обоснования и выбора ге-
ометрических характеристик НК, ПЭЛ, дроссельных отверстий в на-
конечниках НК, отверстий в штанге привода, характеристик пру-
жинного блока в головке ТВС.
Экспериментальная проверка и отработка механических и дина-
мических характеристик ОР СУЗ в комплексе с приводом ШЭМ и
43
Глава вторая
ТВС в режимах перемещения с рабочей скоростью и в режимах сра-
батывания АЗ проводились в период ресурсных испытаний на стен-
дах при штатных параметрах теплоносителя.
Экспериментальная проверка температурного режима НК проводи-
лась на стенде в канале с электрообогреваемой моделью ПЭЛ и СВП.
Расчетные тепловые и динамические характеристики ОР СУЗ были
подтверждены результатами экспериментальных испытаний на стендах.
До 1992 г. на действующих блоках АЭС с ВВЭР-1000 не наблюда-
лось отступлений фактических характеристик по времени падения
ОР СУЗ в режимах АЗ от проектных критериев (1,2-4,0 с). Начиная с
1992 г. на блоках АЭС с ВВЭР-1000 стали фиксироваться случаи нару-
шения в работе ОР СУЗ, заключающиеся в превышении проектного
времени падения ОР СУЗ и зависании отдельных ОР СУЗ в нижней
части активной зоны.
Специальными измерениями на блоках АЭС, анализами результа-
тов измерений и расчетов установлено, что нарушения в работе ОР
СУЗ обусловлены повышенным трением в направляющих каналах в
связи с повышенным искривлением оси ТВС, что обусловлено многи-
ми факторами, одним из которых являлось осевое пережатие кассеты.
Были разработаны и внедрены на блоках мероприятия по устране-
нию осевого пережатия кассеты (подрезка БЗТ, введение пружин в
головках кассет с большим запасом свободного хода), а для обеспече-
ния проектного времени падения введены утяжеление ОР СУЗ (сбор-
ки ПЭЛ и штанги), снижение гидравлических усилий на сборку ПЭЛ
(за счет большего дросселирования наконечников НК) и снижение
гидравлических усилий на штанге привода (за счет введения перфо-
рации на штанге). Увеличено количество пружин, задействованных в
демпфировании падающих частей ОР СУЗ.
Эффективность указанных мероприятий до их внедрения была
проверена расчетами и подтверждена результатами измерений в
стендовых условиях, а после внедрения мероприятий - результатами
измерений на блоках АЭС. Указанные мероприятия реализовывались
одновременно с внедрением конструкций модернизированных ТВС
(ТВСМ) и усовершенствованных ТВС (УТВС).
Расчетные анализы динамических характеристик ОР СУЗ при сра-
батывании АЗ проводились по расчетной программе КЛАСТ, которая
апробирована многочисленными проектными расчетами ОР СУЗ и
подтверждена верифицированными расчетами по результатам испы-
таний ОР СУЗ на стендах и аттестована ГАН РФ. Описание основных
характеристик программы КЛАСТ представлено в подразделе 2.5.4.
44
Стационарные режимы работы РУ
Программа КЛАСТ позволяет определять следующие динамичес-
кие характеристики на участке падения и демпфирования ОР СУЗ в
режиме срабатывания АЗ:
• пройденный путь;
• время падения;
• скорость падения, в том числе скорость на подходе к головке ТВС
и в конце демпфирования;
• усилия, ускорение и текущие перегрузки, действующие на ОР СУЗ
на участке падения и демпфирования, как функции времени.
Результаты расчетов динамических характеристик для серийных
ОР СУЗ и последующих модификаций ТВС и ОР СУЗ (ТВСМ, УТВС,
утяжеленные ОР СУЗ) приведены в сравнительной табл. 2.5. В этой же
таблице приведены основные отличительные геометрические характе-
ристики различных модификаций ОР СУЗ и ТВС, которые внедрены и
эксплуатируются в реакторах ВВЭР-1000 (серии В-320, В-302, В-338).
Анализ представленных в табл. 2.5 данных позволяет отметить
следующие особенности условий работы различных модификаций
ОР СУЗ и ТВС:
1) при нормальных проектных состояниях активной зоны для всех
модификаций ОР СУЗ и ТВС обеспечивается время падения ОР СУЗ
в проектных пределах 1,2-4,0 с;
2) в серийных ТВС и серийных ОР СУЗ запас по усилиям механи-
ческого трения (17 Н) в канале ОР СУЗ недостаточен, чтобы компен-
сировать увеличение механического трения при повышенном ис-
кривлении ТВС. Кроме того, в серийной ТВС демпфирование ОР
СУЗ одной центральной пружиной не обеспечивает полного гашения
скорости падающих ОР СУЗ и сохраняется остаточная ударная ско-
рость ОР СУЗ о каркас НК;
3) использование 16 пружин в головках ТВСМ и УТВС для дем-
пфирования ОР СУЗ обеспечивает полное гашение скорости падаю-
щих ОР СУЗ и исключает удар ОР СУЗ о каркас НК;
4) утяжеление ОР СУЗ (сборки ПЭЛ и штанги привода), а также
уменьшение гидравлических усилий на сборке ПЭЛ и на штанге при-
вода позволили увеличить запас до максимально допустимых значений
механического трения в канале ОР СУЗ сверх проектного значения в
несколько раз (от 17 Н в серийной ТВС до 114-116 Н в УТВС и ТВСМ).
Таким образом, применение утяжеленных ОР СУЗ в ТВСМ и УТВС
обеспечивает надежное введение ОР СУЗ в активную зону при сраба-
тывании АЗ в режимах НУЭ и ННУЭ. Данные результаты расчетов
45
Таблица 2.5. Основные геометрические и динамические характеристики
различных модификаций ОР СУЗ и ТВС
Характеристика Значение
Серийные ОР СУЗ и серийная ТВС Утяжеленные ОР СУЗ и серийная ТВС Утяжеленные ОРСУЗн модернизиро- ванная ТВС Утяжеленные ОРСУЗи усовершенст- вованная ТВС
Масса сборки из 18 ПЭЛ с головкой, кг 16,0 18,5 18,5 18,5
Масса штанги привода ШЭМ, кг 13,0 15,3 15,3 15,3
Суммарная масса ОР СУЗ (сборка ПЭЛ + штанга) 29,0 33,8 33,8 33,8
Наружный / внутренний диаметр НК, мм 12,6/11,0 12,6/11,0 12,6/11,0 13,0/11,0
Наружный диаметр ПЭЛ, мм 8,2 8,2 8,2 8,2
Количество / диаметр отверстий на штанге привода, шт./мм — 2/7,0 2/7,0 2/7,0
Количество / диаметр боковых отверстий в наконечнике НК, шт./мм 4/2,0 4/2,0 4/1,5 4/2,0
Диаметр центрального отверстия в наконечнике НК, мм 4,4 4,5 2,0 2,5
Количество пружин в головке ТВС для демпфирования ОР СУЗ, шт. 1 1 16 16
Время падения ОР СУЗ в режиме АЗ при номинальных параметрах, с 2,5-3,0 1,6 1,6 1.6
Скорость падения ОР СУЗ при подходе к головке ТВС, м/с 1,5 2,9 2,8 3,0
Скорость падения ОР СУЗ после демпфирования (ударная скорость о каркас НК), м/с 1,1
Величина перегрузки в процессе демпфирования ОР СУЗ, g 16,С
Предельно допустимая величина механического трения в канале ОР СУЗ из условия непревышения времени падения ОР СУЗ 4 с, Н 46
Разрешенная проектом величина усилия механического трения в канале ОР СУЗ, Н 29
Запас от разрешенной до предельно допустимой величины механического трения в канале ОР СУЗ, Н 17
2,7 0 0
15,0 33.5 35,2
90 165 163
29 49 49
61 116 114
Стационарные режимы работы
Глава вторая
подтверждены результатами стендовых испытаний, а также результа-
тами измерений и опытом эксплуатации модернизированных и усо-
вершенствованных ТВС на действующих блоках АЭС с ВВЭР-1000.
По программе КЛАСТ проведены также расчеты динамических
характеристик ОР СУЗ в аварийных режимах разрыва трубопроводов
первого контура. Согласно результатам расчетов, при всех модифи-
кациях ОР СУЗ и ТВС в аварийных режимах после поступления сиг-
нала на срабатывание АЗ ОР СУЗ перемещаются только вниз, время
введения ОР СУЗ в активную зону соответствует проектным требова-
ниям, т.е. менее 4 с.
2.5
РАЗВИТИЕ МЕТОДИЧЕСКОГО И ПРОГРАММНОГО
ОБЕСПЕЧЕНИЯ ДЛЯ РАСЧЕТНОГО ОБОСНОВАНИЯ
ПРОЕКТОВ В ЧАСТИ ТЕПЛОГИДРАВЛИКИ РУ
В СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ
2.5.1
Общие положения
На этапах проектирования ВВЭР всех типов, начиная с первого реак-
тора ВВЭР-1, проводились расчеты в обоснование выбора основных
параметров и теплогидравлических характеристик первого и второго
контуров и подтверждение теплотехнической надежности охлажде-
ния элементов активной зоны в стационарных режимах.
Проекты первого поколения реакторов: ВВЭР-1, ВВЭР-2,
ВВЭР-ЗМ, ВВЭР-440 (В-179, В-230, В-270), разрабатывались, когда
еще не было отечественных норм по безопасности и наиболее ответ-
ственное оборудование реакторных установок разрабатывалось по
общепромышленным нормам и в соответствии с требованиями тех-
нических заданий и специально разработанной нормативно-техни-
ческой документацией.
48
Стационарные режимы работы РУ
До появления и внедрения высокопроизводительной электронно-
вычислительной техники расчеты выполнялись с помощью ручных
вычислительных средств, что ограничивало степень детализации
анализируемых характеристик и процессов. Однако расчетное обос-
нование определяющих теплогидравлических характеристик первого
контура, активной зоны, регулирующих органов, надежности охлаж-
дения твэлов выполнялось в необходимом объеме и с необходимой
надежностью при соответствующих консервативных предпосылках.
Начиная с проекта ВВЭР-440 для АЭС в Финляндии, все последу-
ющие проекты ВВЭР-440 (В-213) и ВВЭР-1000 (В-187, В-302, В-338,
В-320) разрабатывались по отечественным НТД по безопасности.
Первый отечественный нормативный документ «Основные положе-
ния по обеспечению безопасности АЭС» был утвержден и введен в
действие в 1973 г.
С учетом накопленного опыта по методологии теплогидравличе-
ских расчетов, внедрения производительной электронно-вычисли-
тельной техники и с учетом требований нормативно-технической
документации разработаны методики и программы для ЭВМ по ас-
пектам теплогидравлики первого контура и оборудования РУ в ста-
ционарных режимах.
В соответствии с требованиями НТД методики и программы, ис-
пользуемые в проектах для обоснования безопасности РУ и АЭС,
должны быть верифицированы и аттестованы ГАН РФ.
Ниже представлены описания основных характеристик трех атте-
стованных программ, используемых для расчетного обоснования
теплогидравлических характеристик первого контура, реактора, ак-
тивной зоны и органов регулирования ВВЭР.
2.5.2
Основные характеристики программы СТАР-1
Название программного средства: «Программа СТАР-1. Стационар-
ный теплогидравлический расчет активной зоны и первого контура
ВВЭР».
Регистрационный номер паспорта аттестации ПС № 127 от
12.04.2001.
Программа СТАР-1 предназначена для анализа теплогидравличе-
ских характеристик реакторной установки с ВВЭР при обосновании
49
Глава вторая
надежности охлаждения активной зоны в стационарных режимах
нормальной эксплуатации.
По программе определяются следующие теплогидравлические ха-
рактеристики первого контура, реактора и активной зоны:
• расход теплоносителя через реактор и распределение расходов по
петлям первого контура, элементам внутрикорпусного тракта ре-
актора и активной зоны;
• распределение статического давления и перепадов давления по
элементам тракта реактора и первого контура;
• напор и подача ГЦН (рабочая точка ГЦН);
• распределение температур и энтальпий теплоносителя по тракту
циркуляции первого контура;
• распределение расходов, подофевов и температур теплоносителя
по кассетам активной зоны;
• коэффициенты запаса до кризиса теплоотдачи (оценка по параме-
трам теплонапряженных струй теплоносителя) по корреляции
ОКБ «Гидропресс». Для сравнения предусмотрена возможность
оценки по корреляциям В.Н. Смолина, Л. Тонга, В.С. Осмачкина.
Программа позволяет провести отдельно расчет теплогидравличе-
ских характеристик активной зоны (без циркуляционных петель).
Методика программы учитывает следующие факторы:
• различие геометрических и гидравлических характеристик основ-
ного оборудования петель (ГЦН, трубопроводов, парогенерато-
ров);
• исполнение чехлов кассет с перфорацией или без перфорации;
• наличие протечек теплоносителя через байпасные каналы и меж-
кассетные зазоры;
• различие тепловыделений, геометрических и гидравлических ха-
рактеристик кассет в активной зоне.
По программе могут быть рассчитаны стационарные режимы ра-
боты РУ ВВЭР:
• режимы работы РУ на различных уровнях мощности с различным
числом подключенных циркуляционных петель, включая петли с
отключенными ГЦН и обратным током теплоносителя;
• режимы работы на нулевом уровне мощности и при различных
температурах в первом контуре в пределах 10-280 °C;
• режимы естественной циркуляции теплоносителя по первому
контуру.
50
Стационарные режимы работы РУ
Теплогидравлический расчет сводится к решению системы нели-
нейных алгебраических уравнений, описывающих процессы гидрав-
лики, термодинамики, теплопередачи. Основная система уравнений
включает в себя следующие балансы:
• перепадов давления на элементах контура циркуляции и движу-
щего напора;
• расходов через циркуляционные петли и через реактор и актив-
ную зону;
• тепловой мощности, выделяемой в активной зоне, отводимой
теплоносителем и передаваемой через трубчатку ПГ во второй
контур.
Основная система уравнений дополняется замыкающими соотно-
шениями для расчета:
• гидравлических сопротивлений элементов тракта циркуляции;
• коэффициентов теплопередачи в ПГ;
• критического теплового потока при параметрах теплоносителя в
активной зоне;
• теплофизических свойств теплоносителя.
2.5.3
Основные характеристики программы ПУЧОК-1000
Название программного средства: «Программа ПУЧОК-1000. Расчет
запасов до кризиса теплоотдачи в пучках тепловыделяющих стерж-
ней».
Регистрационный номер паспорта аттестации программы № 129
от 12.04.2001.
Программа ПУЧОК-1000 предназначена для расчета запасов до
кризиса теплоотдачи в пучках с тепловыделяющими стержнями и не-
обогреваемыми элементами (трубами, стержнями, пластинами) в
стационарном режиме при заданной мощности и распределении
энерговыделения по сечению и высоте пучка и при заданных параме-
трах теплоносителя на входе (общий расход, температура, давление).
Теплоносителем является недогретая до энтальпии насыщения вода
или пароводяная смесь.
Программа применяется для теплогидравлических расчетов в
обоснование надежности охлаждения тепловыделяющих сборок ак-
51
Глава вторая
тивных зон реакторов типа ВВЭР в стационарных режимах.
В качестве расчетного массива может приниматься сечение от-
дельной ТВС или части ТВС, сечение активной зоны в целом или ее
части. Программа позволяет проводить произвольное по выбору
пользователя разбиение поперечного сечения пучка на ячейки (до
1000 ячеек) и разбиение на участки по высоте пучка (до 60 участков),
задавать и проводить расчет за один цикл до 100 вариантов по режим-
ным параметрам пучка (мощности, расхода, давления, энтальпии
теплоносителя на входе).
Область применения программы определена пределами геометри-
ческих характеристик пучков твэлов и режимных параметров актив-
ных зон реакторов типа ВВЭР в нормальных условиях эксплуатации.
Пределы режимных параметров:
• давление теплоносителя, МПа 10,0-17,0;
• массовая скорость, кг/(м2-с) 1000-4000;
• относительная энтальпия в точке кризиса от -0,1 до +0,3.
Геометрические характеристики пучка:
• диаметр обогреваемых стержней, м (9,1±0,1)10“3;
• диаметр необогреваемых стержней, м (9,0-13,6)-10-3;
• обогреваемая длина стержней, м 1,0-4,0;
• шаг размещения стержней
по треугольной решетке, м (12,2-12,75)-10-3.
В программе реализованы метод поячейкового анализа теплогид-
равлических характеристик в пучке и определение на основе локаль-
ных параметров критического теплового потока и запаса до кризиса
теплоотдачи. Распределение локальных параметров теплоносителя
(расходов, скоростей, энтальпии, паросодержания) по сечению и вы-
соте пучка определяется из решения системы уравнений, включаю-
щей уравнения движения, неразрывности, баланса энергии, записан-
ные для потоков теплоносителя в каждой расчетной ячейке на каж-
дом расчетном участке по высоте. При этом уравнения записывают-
ся с учетом эффектов конвективных перетоков и турбулентного пере-
мешивания между соседними ячейками. Коэффициент в соотноше-
нии для турбулентного перемешивания в программе принят равным
0,01 для однофазного и двухфазного потоков.
На основе результатов верификационных расчетов с использова-
нием корреляции ОКБ «Гидропресс» для критического теплового
потока рекомендовано учитывать погрешность определения крити-
ческого теплового потока по соотношению:
52
Стационарные режимы работы РУ
Чдоп = <1Ч,(1-Д-2а)’
(2-2)
где qKp — величина критического теплового патока, рассчитанная по
программе ПУЧОК-1000 с использованием корреляции ОКБ «Гидро-
пресс» для переменного по высоте тепловыделения;
цдоп ~ минимально допустимая величина теплового потока по ус-
ловиям кризиса теплоотдачи с учетом предельной пофешности, ко-
торая соответствует доверительной вероятности 95%;
Д = -0,6% - среднеарифметическая погрешность;
о = 6,9% - среднеквадратическая погрешность.
2.5.4
Основные характеристики программы КЛАСТ
Название программного средства: «Программа КЛАСТ Расчет дина-
мических характеристик органов регулирования».
Регистрационный номер паспорта аттестации программы № 128
от 12.04.2001.
Программа КЛАСТ предназначена для расчета динамических ха-
рактеристик органов регулирования системы управления и защиты
(ОР СУЗ) реакторов типа ВВЭР-1000 в процессе падения и демпфи-
рования при срабатывании аварийной защиты в различных проект-
ных режимах работы реактора: в режимах нормальных условий экс-
плуатации, в режимах с нарушением нормальных условий эксплуата-
ции, в аварийных режимах с разрывом чехла привода и с разрывом
полным сечением трубопровода, подключенного к главному цирку-
ляционному трубопроводу, максимального диаметра Ду 200.
В результате расчета определяются текущее время процесса и из-
менение во времени следующих величин: пройденного пути, скоро-
сти, ускорения, усилий и перегрузок, действующих на ОР СУЗ в про-
цессе падения и демпфирования.
Процесс перемещения ОР СУЗ описывается уравнением движе-
ния, представляющим собой баланс сил, действующих на ОР СУЗ в
процессе его падения и демпфирования, и уравнением гидравлики,
представляющим собой баланс перепадов давлений на участках кана-
ла, в котором перемещаются ОР СУЗ.
53
Глава вторая
В уравнениях учитываются происходящие в проектных режимах
изменения во времени перепадов давления на активной зоне и на
штанге привода, изменения плотности теплоносителя в активной зо-
не. Учитывается влияние сил механического трения в канале ОР СУЗ
и упругих сил пружин демпфирующего устройства. Учитывается из-
менение гидравлических усилий, действующих на поглощающий
стержень СУЗ и на штангу привода в зависимости от скорости пере-
мещения и координаты положения ОР СУЗ.
Математическая модель разработана при условиях, что заданны-
ми являются следующие параметры:
• геометрические характеристики ОР СУЗ, направляющего канала,
характеристики демпфирующих пружин;
• для режимов НУЭ и ННУЭ применяются параметры однофазно-
го теплоносителя из соответствующих теплогидравлических рас-
четов этих режимов;
• для аварийного режима разрыва чехла привода применяются пара-
метры однофазного теплоносителя, что соответствует начальному
периоду аварии (в пределах времени выброса ОР СУЗ - 0,5 с);
• для аварийных режимов с разрывом трубопроводов первого кон-
тура применяются параметры по гомогенной модели из соответст-
вующих теплогидравлических расчетов аварийных режимов;
• усилия механического трения в каналах ОР СУЗ (в пределах ТВС,
БЗТ и привода ШЭМ) задаются на основе результатов измерений
при испытаниях приводов и ОР СУЗ на стендах и результатов из-
мерений в реакторных условиях.
Программа рассчитывает процесс падения ОР СУЗ с момента
обесточивания привода. Если в процессе демпфирования ОР СУЗ
выбирается полностью запас хода пружин до соприкосновения вит-
ков пружин, происходит соударение органа регулирования с карка-
сом НК кассеты. Для случая соударения ОР СУЗ с каркасом НК про-
грамма может быть использована только для определения скорости
ОР СУЗ непосредственно перед соударением; эта скорость использу-
ется в расчетах прочности.
Верификация программы КЛАСТ проведена на эксперименталь-
ных данных, полученных во время испытаний приводов ШЭМ, ТВС
и ОР СУЗ ВВЭР-1000 на стендах и в реакторных условиях. Для сово-
купности использованных экспериментальных данных среднеквад-
ратичное отклонение результатов расчета от экспериментальных
данных составляет:
54
Стационарные режимы работы РУ
• по времени падения ОР СУЗ 7,6%;
• по скорости подхода ОР СУЗ к головке кассеты 13%.
2.5.5
Направления модернизации и усовершенствования программ
для расчетов теплогидравлических характеристик РУ
в стационарных режимах
По представленным выше программам теплогидравлических расче-
тов проводятся работы по их модернизации и усовершенствованию с
целью расширения номенклатуры рассчитываемых параметров,
уточнения методических аспектов, улучшения пользовательских ха-
рактеристик. В объеме этих работ, в частности, предусматриваются:
1. Учет неполного перемешивания петлевых потоков во входной и
выходной камерах реактора (в программе СТАР-1).
2. Включение в программу расчета локальных параметров (про-
грамма ПУЧОК-1000) определения температуры наружной поверх-
ности оболочек твэлов, учета теплообмена между ячейками пучка
твэлов и теплоносителем в направляющих каналах, тепломассообме-
на с перфорированными измерительными каналами.
3. Продолжение верификационных работ:
• по программе СТАР-1 на основе статистики данных по теплогид-
равлическим характеристикам на действующих блоках;
• по программе ПУЧОК-1000 по характеристикам перемешивания
в пучках твэлов;
• по программе КЛАСТ по характеристикам падения и демпфиро-
вания ОР СУЗ в условиях аварийных режимов, сопровождающих-
ся кипением теплоносителя.
4. Улучшение пользовательских характеристик программ в на-
правлении их универсализации, организации пре- и постпроцессин-
га, визуализации результатов.
Проводятся работы по апробации и внедрению программы трех-
мерных теплогидродинамических расчетов с использованием CFD-
кода и STAR-CD.
55
Глава вторая
2.6
ОСОБЕННОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ПНР
И РЕЗУЛЬТАТЫ ОСНОВНЫХ ПУСКОВЫХ ИСПЫТАНИЙ
2.6.1
Ввод в эксплуатацию РУ ВВЭР-440 (В-179)
(3-й и 4-й блоки Нововоронежской АЭС)
Нововоронежская АЭС, 3-й блок
3-й блок Нововоронежской АЭС является головным блоком РУ
ВВЭР-440 (В-179, В-4М).
Реактор В-179 имеет конструктивные отличия от предыдущих ти-
пов реакторов ВВЭР-1 и ВВЭР-365 (В-ЗМ). В верхней плите днища
шахты на входе в рабочие кассеты были установлены дроссельные
шайбы диаметром 55 мм. Для подтверждения проектных теплогид-
равлических характеристик реактора и первого контура ПНР и пус-
ковые испытания проводились в объеме, достаточном для выполне-
ния поставленной цели. Измерения гидравлических характеристик
реактора и первого контура выполнялись в период проведения хо-
лодной и горячей обкатки (ХГО) реактора, как с помощью штатных
КИП, так и с помощью дополнительных временных внештатных за-
меров. Активная зона реактора была собрана из 175 штатных рабочих
кассет, 73 кассет АРК и 101 поглощающей вставки для обеспечения
подкритичности. Поглощающие вставки полностью имитировали
величину гидравлического сопротивления рабочих кассет.
Особенностью проведения ХГО являлось то, что обкатка осуще-
ствлялась в два этапа. На первом этапе использовалась временная
технологическая крышка, которая устанавливалась вместо штатного
верхнего блока. Снятие гидравлических характеристик на первом
этапе осуществлялось только с помощью штатных приборов (перепад
давления на реакторе, напоры ГЦН).
На втором этапе ХГО со штатным верхним блоком была специ-
ально дополнительно разработана и смонтирована внештатная (вре-
56
Стационарные режимы работы РУ
менная) система измерения перепадов давления на активной зоне ре-
актора и на парогенераторе (петля 5). Кроме того, с помощью допол-
нительных переключений в помещении датчиков КИП выполнялись
измерения перепадов давления на участках петли 5.
Дополнительная временная система измерений совместно со
штатными КИП позволила определить гидравлическое сопротивле-
ние реактора, активной зоны, парогенератора и элементов циркуля-
ционной петли первого контура.
Величина расхода теплоносителя по петлям и через реактор на
этапе ХГО оценивалась с помощью паспортных напорных характе-
ристик ГЦН с точностью ±5%.
Результаты измерений показали, что гидравлические характерис-
тики реактора и первого контура удовлетворительно согласуются с
проектными значениями.
На этапе физического пуска были уточнены гидравлические ха-
рактеристики реактора (со штатной активной зоной) и первого конту-
ра, значения которых показали хорошее совпадение с результатами,
полученными в период проведения холодной и горячей обкаток.
В период проведения энергетического пуска были проведены сле-
дующие испытания:
• измерения теплового баланса на различных уровнях тепловой
мощности реактора для уточнения величины расхода теплоноси-
теля через реактор и уточнения тепловой мощности реакторной
установки;
• анализ энерговыделения в кассетах активной зоны по результатам
измерения температуры теплоносителя на выходе из рабочих кас-
сет;
• корректировка «Таблицы допустимых режимов эксплуатации»
(ТДР) по результатам измерения теплогидравлических характери-
стик реактора;
• определение величины тепловой мощности реактора, отводимой
естественной циркуляцией теплоносителя по первому контуру;
• сдаточные испытания энергоблока.
Основные гидравлические характеристики РУ, полученные по ре-
зультатам испытаний на этапе энергетического пуска, имели следую-
щие значения:
• температура теплоносителя на входе в реактор 268 °C;
• давление теплоносителя на выходе из реактора 12,26 МПа;
• расход теплоносителя через реактор 47000 м3/ч;
57
Глава вторая
• средний напор ГЦН 0,42 МПа;
• перепад давления на реакторе 0,265 МПа;
• перепад давления на активной зоне 0,15 МПа;
• расход теплоносителя через рабочую кассету 130 м3/ч;
• расход теплоносителя через кассету АРК 108 м3/ч.
Теплогидравлические характеристики реактора и первого конту-
ра, полученные в период проведения пусковых испытаний, подтвер-
дили проектные значения.
Нововоронежская АЭС, 4-й блок
На 4-м блоке по сравнению с 3-м блоком было изменено шайбование
рабочих кассет: в верхней плите днища шахты на входе в рабочие кас-
сеты были установлены дроссельные шайбы диаметром 45 мм вместо
55 мм. Замена дроссельных шайб была обусловлена необходимостью
оптимизации величины расхода теплоносителя через реактор.
В отличие от испытаний на 3-м блоке, ХГО проводилась в один
этап со штатным верхним блоком. Комплектация активной зоны на
время ХГО выполнена аналогично 3-му блоку. Для снятия гидравли-
ческих характеристик была специально разработана и смонтирована
внештатная (временная) система измерения перепадов давления на
элементах В КУ и по тракту движения теплоносителя в большем объ-
еме, чем на 3-м блоке, в том числе отборы давления по опускной ще-
ли между шахтой и корпусом. Для отбора статического давления вну-
три активной зоны были использованы поглощающие вставки после
их дополнительной доработки.
Данная система измерений совместно со штатной позволила оп-
ределить гидравлическое сопротивление практически всех основных
элементов тракта движения теплоносителя в реакторе.
Кроме того, с помощью данной системы измерений впервые бы-
ли выполнены измерения неравномерности распределения статиче-
ского давления по периметру опускной щели.
Результаты измерений показали, что гидравлические характерис-
тики реактора и первого контура удовлетворительно согласуются с
проектными значениями.
Испытания на этапе физического и энергетического пусков для
уточнения гидравлических характеристик и величины расхода тепло-
носителя через реактор выполнялись аналогично, как и для 3-го бло-
ка, и в том же объеме.
58
Стационарные режимы работы РУ
Испытания на этих этапах показали хорошее совпадение с результа-
тами, полученными в период проведения холодной и горячей обкатки.
Основные гидравлические характеристики РУ, полученные по ре-
зультатам испытаний на этапе энергетического пуска, имели следую-
щие значения:
• температура теплоносителя на входе в реактор 270 °C;
• давление теплоносителя на выходе из реактора 12,26 МПа;
• расход теплоносителя через реактор 44000 м3/ч;
• средний напор ГЦН 0,47 МПа;
• перепад давления на реакторе 0,319 МПа;
• перепад давления на активной зоне 0,216 МПа;
• расход теплоносителя через рабочую кассету 115 м3/ч;
• расход теплоносителя через кассету АРК 130 м3/ч.
Теплогидравлические характеристики реактора и первого конту-
ра, полученные в период проведения пусковых испытаний, подтвер-
дили проектные значения.
2.6.2
Ввод в эксплуатацию РУ ВВЭР-440 (В-230) головной АЭС
(1-й и 2-й блоки Кольской АЭС) и серии АЭС в зарубежных странах
Кольская АЭС, 1-й блок
1-й блок Кольской АЭС является головным блоком РУ ВВЭР-440
(В-230).
Реакторы В-230 имели конструктивные отличия от предыдущих
типов реакторов. Для подтверждения проектных теплогидравличе-
ских характеристик реактора и первого контура ПНР и пусковые ис-
пытания проводились в объеме, достаточном для выполнения по-
ставленной цели. Измерения гидравлических характеристик реакто-
ра и первого контура выполнялись в период проведения холодной и
горячей обкатки реактора с помощью штатных КИП и СПНИ.
Активная зона реактора была собрана из 180 штатных рабочих
кассет, 37 кассет АРК и 132 имитаторов рабочих кассет.
59
Глава вторая
Испытания при проведении холодной и горячей обкатки
Для снятия гидравлических характеристик была специально разрабо-
тана и смонтирована внештатная (временная) система измерения пе-
репадов давления на элементах ВКУ и по тракту движения теплоно-
сителя в опускной щели между шахтой и корпусом.
Данная система измерений совместно со штатной позволила оп-
ределить гидравлическое сопротивление практически всех основных
элементов тракта движения теплоносителя в реакторе.
Кроме того, с помощью данной системы измерений впервые
были выполнены измерения неравномерности распределения стати-
ческого давления по периметру опускной щели.
Результаты измерений показали, что гидравлические характерис-
тики реактора и первого контура удовлетворительно согласуются с
проектными значениями.
Испытания на этапе физического и энергетического пусков
На этапе физического пуска были уточнены гидравлические характе-
ристики реактора (со штатной активной зоной) и первого контура,
значения которых показали хорошее совпадение с результатами, по-
лученными в период проведения холодной и горячей обкаток.
Проверка естественной циркуляции теплоносителя по первому
контуру показала, что величина тепловой мощности реактора, отво-
димой естественной циркуляцией, равна (при подогреве теплоноси-
теля в реакторе, равном 30 °C):
• при работе шести ГЦН 4,2 МВт;
• при работе пяти ГЦН 3,75 МВт;
• при работе четырех ГЦН 3,2 МВт;
• при работе трех ГЦН 2,55 МВт.
Основные теплогидравлические характеристики РУ, полученные
по результатам испытаний на этапе энергетического пуска, имели
следующие значения (Np = 0% NH0M): • температура теплоносителя на входе в реактор • давление теплоносителя на выходе из реактора • расход теплоносителя через реактор • средний напор ГЦН • перепад давления на реакторе • перепад давления на активной зоне 260 °C; 12,26 МПа; 43700 м3/ч; 0,461 МПа; 0,319 МПа; 0,221 МПа;
60
Стационарные режимы работы РУ
• расход теплоносителя через рабочую кассету
• расход теплоносителя через кассету АРК
118,5 м3/ч;
130,8 м3/ч.
Теплогидравлические характеристики реактора и первого конту-
ра, полученные в период проведения пусковых испытаний, подтвер-
дили проектные значения.
Кольская АЭС, 2-й блок
Ввиду идентичности 2-го блока с 1-м блоком теплогидравлические
характеристики в период проведения холодной и горячей обкаток
определялись с использованием только штатных КИП, и результаты
измерений подтвердили проектные данные.
АЭС «Козлодуй», 1-й-4-й блоки
По результатам испытаний были получены следующие значения ос-
новных гидравлических характеристик реактора и первого контура
(Np = 0% NI1OM): • температура теплоносителя на входе в реактор • давление теплоносителя на выходе из реактора • расход теплоносителя через реактор • средний напор ГЦН • перепад давления на реакторе • перепад давления на активной зоне • расход теплоносителя через рабочую кассету • расход теплоносителя через кассету АРК 260 °C; 12,26 МПа; 46300 м3/ч; 0,451 МПа; 0,314 МПа; 0,26 МПа; 119,5 м3/ч; 129,0 м3/ч.
Результаты испытаний подтвердили проектные теплогидравличе-
ские характеристики.
В период освоения мощности 1-го блока, по результатам анализа
полей энерговыделения симметричных групп рабочих кассет, было
обнаружено расцепление кассеты АРК с приводом.
Последующая разборка реактора показала обрыв чехла кассеты
АРК и повреждение твэлов. Причиной этого явился переход на изго-
товление чехлов кассет АРК толщиной 1,5 мм.
Д ля предотвращения в дальнейшем обрывов чехлов кассет АРК было
принято решение об изготовлении чехлов кассет АРК толщиной 2 мм.
Для уменьшения усилий, действующих на кассеты АРК со сторо-
ны потока теплоносителя, было принято решение о завальцовке од-
61
Глава вторая
ного ряда входных отверстий в демпферных трубах, что уменьшило
расход теплоносителя через кассеты АРК на величину 15 м3/ч.
2.6.3
Ввод в эксплуатацию РУ ВВЭР-440 (В-213) головной АЭС
(1-йи2-йблокиАЭС«Ловииза»)
и серии АЭС внутри страны и за рубежом
Основные этапы ПНР блоков АЭС с ВВЭР-440 (В-213) включали в
себя:
• циркуляционную промывку первого контура и гидравлические
испытания;
• первую ревизию оборудования систем;
• ХГО систем блока;
• вторую ревизию оборудования систем;
• физический пуск;
• энергетический пуск и поэтапное освоение мощности блока.
Разработка рабочих программ на соответствующих этапах вклю-
чала как разработку этапных (общих) программ, так и разработку ра-
бочих программ ПНР отдельных систем, в которых отражались зада-
чи по наладке этих систем на разных этапах ПНР блока.
Гидравлические испытания и циркуляционная промывка первого
контура блоков АЭС с ВВЭР-440 (В-213) проводились в соответствии
с пусконаладочной программой. Согласно принятой последователь-
ности проведения ПНР, этап «Гидравлические испытания и циркуля-
ционная промывка первого контура» выполняется после этапа про-
мывок, функционального опробования вспомогательных и смежных
с первым контуром технологических систем и выполнения гидроис-
пытаний отключаемых частей первого контура (полупетель) и паро-
генераторов.
Цель гидравлических испытаний и циркуляционной промывки:
испытания на прочность и плотность корпуса реактора, другого обору-
дования, трубопроводов, арматуры, находящихся в границах давления
первого контура; отмывка внутренних поверхностей оборудования и
трубопроводов первого контура; частичные функциональные испыта-
ния оборудования первого контура и вспомогательных систем.
62
Стационарные режимы работы РУ
Состояние и готовность оборудования первого контура
и вспомогательных систем
Реактор - подготовка к гидравлическим испытаниям и циркуляци-
онной промывке проводилась по программе испытаний реактора на
этапе функционального опробования и подтвердила, что оборудова-
ние реактора удовлетворяет приемочным критериям. После кон-
трольной сборки была произведена полная разборка и реактор вновь
собран в следующем объеме: проведена сборка дросселирующих щи-
тов и установка технологических упоров на шахте; шахта установлена
в корпусе реактора, проверена правильность ее установки; установле-
на и уплотнена технологическая крышка реактора; произведено уп-
лотнение трех патрубков на технологической крышке и патрубка
КИП реактора; на среднем патрубке технологической крышки уста-
новлены воздушник и образцовый манометр.
Главный циркуляционный контур — проведены гидравлические ис-
пытания отключаемых частей петель на давление 19,13 МПа, нало-
жена временная изоляция, закончен монтаж смежных систем. Вве-
ден в работу необходимый КИП.
Главные циркуляционные насосы - работы, выполненные для обес-
печения циркуляционной промывки: налажена и введена в работу
пневмоарматура на маслосистемах ГЦН; проведены промывка и
предварительная наладка маслосистемы; масло разогрето до 30-40 °C,
анализы масла удовлетворительные; отрегулирована подача воды
промконтура, есть необходимые замеры на дисплее И ВС; проведена
контрольная промывка трубопровода уплотняющей воды на ГЦН
1-6 через фильтры с ячейкой 0,15 мм; настроена подача обмывочной
воды на концевые уплотнения; проверены направления вращения
электродвигателей ГЦН; проведена 4-часовая обкатка.
Система компенсации объема — система смонтирована, за исклю-
чением предохранительного клапана (ПК). Подводящие трубопро-
воды к ПК и импульсному предохранительному клапану заглуше-
ны. Обрезан трубопровод контроля протечек в межпрокладочное
пространство люк-лаза КД. Не смонтированы защитные мембраны
барботажного бака. Промыты все подводящие трубопроводы КД.
Обеспечен подвод азота высокого давления. Задействован КИП в
части замеров давления и температуры корпуса КД. Люк-лаз КД не
уплотнен для обеспечения настройки уровнемеров в период запол-
нения первого контура. Подготовка к включению в работу электро-
нагревателей.
63
Глава вторая
Парогенераторы - смонтированы в объеме проекта, коллекторы
уплотнены по первому контуру на штатных никелевых прокладках, по
второму контуру — на клингеритовых. Проведены гидроиспытания
ПГ по первому контуру в составе полупетель. Проведены инспектор-
ские гидроиспытания ПГ по второму контуру. При необходимости
проведена люминесцентная гидравлика. По требованию инспекции
ГАН (при необходимости) гидроиспытания первого контура на давле-
ние 19,13 МПа проводились при сдренированном по второму контуру
ПГ и обрезанном трубопроводе кольцевой продувки ПГ для фикса-
ции возможных протечек. Парогенераторы 1-6 заполнены по второ-
му контуру консервирующим раствором (pH > 10,5). Смонтированы
нештатные репера для определения перемещений ПГ. Выполнена
предварительная наладка уровнемеров на «холодной» воде. Проведе-
ны вакуумирование и заполнение чистым азотом системы контроля
плотности выгородок ПГ 1-6 до давления 0,175-0,195 МПа.
Активная часть САОЗ высокого давления — система смонтирована
в объеме проекта, промыта. Произведена гидравлика тех трубопрово-
дов, которые не подлежат гидравлике вместе с первым контуром. На
всасе насосов высокого давления установлены штатные фильтры.
Выполнены 48-часовая обкатка насосов, а также их функциональное
опробование, которое необходимо произвести до гидравлики перво-
го контура.
Пассивная часть САОЗ - система смонтирована в объеме проекта
за исключением запирающих шаров. Выполнены гидроиспытания
гидроемкостей (ГЕ) и тех трубопроводов высокого давления, кото-
рые не принимают участия в гидравлике первого контура. Настроены
в лаборатории и установлены ПК ГЕ. Произведена промывка систе-
мы. Гидроемкости заполнены до номинального уровня чистым кон-
денсатом. Подан азот в ГЕ, давление 2,5—3,0 МПа, арматура на тру-
бопроводах от ГЕ в реактор закрыта, электросхемы разобраны.
Система САОЗ низкого давления — система смонтирована в пол-
ном объеме. Произведена гидравлика тех трубопроводов, которые не
принимают участие в гидравлике первого контура. Система промыта.
Проведена 48-часовая обкатка насосов. Баки заполнены чистым кон-
денсатом до номинального уровня. Введены в работу защиты, сигна-
лизация и измерения в системе.
Электрическое оборудование - в соответствии с программой гид-
равлических испытаний и циркуляционной промывки первого кон-
тура была обеспечена работоспособность и нормальная работа следу-
ющего оборудования: блочных трансформаторов, трансформаторов
64
Стационарные режимы работы РУ
собственных нужд, резервного трансформатора, схемы питания на-
пряжением 6 кВ, распределительных устройств напряжением 6 кВ от
рабочих вводов питания. Питание от дизель-генераторов не задейст-
вовано. Введены в работу системы надежного питания I-й категории,
шиты постоянного тока, аккумуляторные батареи, обратимые мотор-
генераторы, тиристорные прерыватели. Обеспечено резервное пита-
ние 6 и 0,4 кВ, введено в работу АВР секций. Введены в работу те по-
требители, которые необходимы для проведения гидравлических ис-
пытаний и циркуляционной промывки первого контура.
Информационно-вычислительная система (ИВС) обеспечивала
определенные программой замеры, отображение на схеме инициа-
тивных сигналов, гистограмм, составление бланков с нужными пара-
метрами.
Результаты — проведение гидравлических испытаний и циркуля-
ционной промывки — подтверждают прочность и плотность оборудо-
вания и трубопроводов первого контура и связанных с ним смежных
систем. В процессе циркуляционной промывки выполняется ряд ра-
бот, обеспечивающих в дальнейшем возможность проведения ХГО и
других этапов ПНР. В частности, произведена отмывка внутренних
поверхностей оборудования и трубопроводов первого контура, вы-
полнена обкатка ГЦН, выполнена пассивация парогенераторов по
второму контуру, выполнен ряд испытаний вспомогательных систем
(системы подпитки и борного регулирования, САОЗ, маслосистем
ГЦН, маслосистемы подпитки и борного регулирования, промконту-
ра ГЦН, системы продувки ПГ и т.д.). Проведенные испытания соот-
ветствующих систем должны подтвердить соответствие технических
характеристик оборудования и систем требованиям эксплуатацион-
ных режимов и проектным данным.
Холодно-горячая обкатка РУ проводилась в соответствии с рабо-
чей программой. В соответствии с принятой последовательностью
ПНР обкатка РУ выполнялась после индивидуального функциональ-
ного опробования технологических систем, гидроиспытания, цирку-
ляционной промывки первого контура и первой ревизии оборудова-
ния.
Цель этапа обкатки РУ - проведение испытаний, подтверждаю-
щих работоспособность систем блока в условиях, максимально при-
ближенных к эксплуатационным.
Наряду с основной целью на этапе ХГО решались задачи:
• гидроиспытания первого контура на 19,1 МПа, вызванное уста-
новкой на реактор штатного верхнего блока;
65
Глава вторая
• получение опытных технических данных по оборудованию и сис-
темам для корректировки эксплуатационной документации;
• приобретение персоналом навыков по эксплуатации систем и
оборудования АЭС;
• проведение дополнительных испытаний на системах и оборудова-
нии по результатам ПНР на предыдущих этапах.
Готовность оборудования и систем к ХГО, выполняемые испыта-
ния на этапе ХГО следующие.
Готовность системы «реактор»:
• активная зона реактора загружена имитаторами;
• реактор уплотнен и заполнен;
• для снятия гидравлических характеристик смонтирована система для
измерения перепада давления на внутрикорпусном оборудовании;
• насыпная теплоизоляция накладывается после гидроиспытаний;
• отключающие устройства импульсных трубок КИП реактора
смонтированы, пробки не обварены;
• в полном объеме смонтирована система контроля плотности глав-
ного разъема реактора;
• приводы СУЗ сцеплены с промштангами, датчики положения ус-
тановлены;
• электрические разъемы приводов СУЗ подсоединены;
• смонтированы и предварительно налажены системы контроля,
измерения, сигнализации, защиты и блокировок в объеме рабо-
чей программы;
• каналы внутриреакторного контроля уплотнены штатно, кроме
тех каналов, через которые выведены импульсные трубки для из-
мерения перепада давления на внутрикорпусном оборудовании;
• трубопроводы шахтного объема смонтированы штатно.
На этапе ХГО по реакторной установке выполнены следующие
работы:
• определены гидравлические характеристики и проведены диагно-
стические испытания реактора с отключением ГЦН на холодной
(120 °C) и горячей (260 °C) воде первого контура;
• проведено гидравлическое испытание торового уплотнения реак-
тора;
• снята тепловая картограмма верхнего блока и шахтного объема;
• проведено испытание отключающих устройств импульсных ли-
ний КИП реактора.
66
Стационарные режимы работы РУ
Готовность системы «приводы СУЗ»:
• приводы СУЗ прошли полную входную ревизию, обкатаны на
«мокром» стенде, уплотнены на штатных прокладках;
• проведена предварительная наладка контуров охлаждения приво-
дов.
Выявились замечания по работе приводов на этапе ХГО. Проведе-
но измерение скорости свободного падения сборки каждого привода
при работе шести ГЦН. Начальная скорость падения, измеренная че-
рез 0,7 с, находилась в пределах 22—24 см/с. Средняя скорость паде-
ния при этом находилась в пределах 24—26 см/с, при работе пяти
ГЦН средние скорости вырастают на 5—7%.
Готовность системы «главные циркуляционные трубопроводы»:
• циркуляционные трубопроводы смонтированы в полном объеме в
соответствии с проектом;
• отключающие устройства импульсных трубок КИП смонтирова-
ны штатно, ограничители аварийного сдвига смонтированы в со-
ответствии с проектом;
• предохранительные клапаны петель смонтированы штатно, наст-
ройка их проведена предварительно на стенде, на период гидроис-
пытаний предохранительные клапаны заблокированы;
• полностью смонтирована система контроля теплового перемеще-
ния трубопроводов и оборудования;
• система контроля плотности разъемов ГЗЗ и система организо-
ванных протечек ГЗЗ смонтированы штатно;
• введены в работу каналы измерения, сигнализации и блокировки;
• на трубопроводы и ГЗЗ наложена теплоизоляция в полном объеме.
Готовность системы «компенсация давления»:
• система КД смонтирована в полном объеме проекта;
• смонтированы предохранительные мембраны барботажного бака;
• отключающие устройства импульсных трубок КИП смонтирова-
ны штатно;
• предохранительные и импульсные клапаны КД смонтированы
штатно, импульсные клапаны предварительно настроены на стенде;
• каналы измерений, сигнализация и блокировки работают по
штатной схеме;
• подготовлены к окончательной наладке цепи регулирования: дав-
ления первого контура и расхолаживания КД.
67
Глава вторая
Готовность системы «парогенераторы»:
• парогенераторы смонтированы в полном объеме проекта, коллекто-
ры первого и второго контуров и люки-лазы ПГ уплотнены штатно;
• смонтированы ограничители аварийного сдвига и система кон-
троля тепловых перемещений;
• в работе системы измерений, сигнализации, защиты и блокировки;
• установлены предохранительные клапаны ПГ. Импульсные кла-
паны предварительно настроены на стенде;
• выгородки ПГ после предварительного испытания их плотности
гелием заполнены азотом высокой чистоты давлением 0,16 МПа;
• на ПГ наложена штатная изоляция;
• парогенераторы вместе с паропроводами заполнены консервиру-
ющим раствором.
На этапе ХГО испытания по парогенераторам, кроме испытаний
уровнемеров, не намечались. После ХГО плотность всех парогенера-
торов была испытана с флюоресцентным контролем.
Проведены испытания действия сигналов АЗ-1—A3-FV на схему
управления, проверена точность показаний указателей положения
органов регулирования (ОР), испытано выполнение алгоритмов дви-
жения ОР как в индивидуальном, так и в групповом режиме движения.
Испытано формирование сигналов A3-I-A3-IV и воздействие их
на схему управления. Проверена сигнализация на щите СУЗ и БЩУ.
Этапы физического пуска включали в себя:
• загрузку активной зоны;
• промежуточную фазу;
• физические эксперименты:
- вывод в критическое состояние;
- контроль сцепленности органов СУЗ;
— контроль симметрии активной зоны;
- контроль эффективности аварийной защиты;
- определение дифференциальной эффективности управляющей
группы (dp/dh) и борного коэффициента реактивности (Эр/ЭСв);
- контроль эффективности аварийного ввода бора;
- определение динамических характеристик ввода бора;
- определение температурного коэффициента реактивности
(Эр/ЭТ);
- теплотехнические измерения и тарировка АКНП;
- определение мощностного коэффициента реактивности (Эр/dN);
— тарировка термоэлементов СВРК.
68
Стационарные режимы работы РУ
АЭС «Ловииза», 1-й блок
Реакторная установка В-213, в отличие от предыдущих РУ В-179 и
РУ В-230, имеет следующие основные отличия, которые обусловли-
вают соответственно изменение в гидравлических характеристиках
РУ: диаметр дроссельной шайбы для рабочей кассеты составляет
50 мм, шахта реактора дополнена эллиптическим днищем, на кото-
ром выполнена перфорация для прохода теплоносителя в активную
зону. Напорные характеристики ГЦН определялись по технической
документации, поставляемой финской фирмой (изготовителем)
«Альстрем».
Для подтверждения проектных теплогидравлических характерис-
тик реактора и первого контура испытания проводились в объеме,
необходимом для этих целей. Базовый объем испытаний гидравличе-
ских характеристик реактора и первого контура был получен в пери-
од холодной и горячей обкатки (ХГО) с использованием временной
внештатной измерительной системы.
Испытания при проведении циркуляционной промывки
На период циркуляционной промывки оборудования первого конту-
ра состав внутриреакторного оборудования был поставлен заказчику
не полностью, и с целью имитации гидравлического сопротивления
недостающего оборудования была перекрыта часть отверстий перфо-
рации обечайки шахты реактора. Величина перекрытия была опреде-
лена расчетом, при этом учитывалось требование, что скорости дви-
жения теплоносителя по тракту циркуляции первого контура должны
находиться на уровне проектных величин. При проведении промыв-
ки величина расхода через реактор, определенная с использованием
напорных характеристик ГЦН, составила 43700 м3/ч ПРИ температу-
ре теплоносителя 100 °C. Величины скоростей воды составили: в па-
рогенераторе 2,7 м/с (проектная 2,6 м/с), в трубопроводах Ду 500
11 м/с (проектная 10,5 м/с). На основании результатов циркпромыв-
ки было показано, что полученная расчетным путем имитация гид-
равлического сопротивления позволила получить необходимые ско-
рости для промывки первого контура. Проведенная расчетная оцен-
ка ожидаемого расхода теплоносителя при штатной активной зоне
показала, что он будет не менее нижнего проектного значения
41000 м3/ч (проектные пределы 4300012000 м3/ч).
69
Глава вторая
Испытания в период ХГО
Имитация гидравлического сопротивления активной зоны была вы-
полнена путем набора имитаторов РК, имитаторов ТВС и штатных
ТВС. При обработке результатов испытаний в основном использова-
лись измерения по внештатной временной измерительной системе (пе-
репады давления на дроссельной шайбе, на входе в трубы АРК, на ими-
таторе, на активной зоне) и привлекались измерения по штатной сис-
теме (перепад давления на реакторе, напоры ГЦН, перепад давления на
парогенераторе). Проведенные измерения позволили определить вели-
чину расхода через реактор 42000 м3/ч при температуре теплоносителя
в первом контуре 260 °C. Учитывая, что штатная активная зона имеет
несколько большее гидравлическое сопротивление, чем зона, состав-
ленная из имитаторов, проведенные расчеты показали, что на этапе
физического пуска ожидаемое значение расхода составит 41100 м3/ч.
Испытания характеристик гидроемкостей проводились при дав-
лении азотной подушки 1,5 МПа. Расчетный анализ для номиналь-
ных параметров показал, что величина расхода от них соответствует
проектным требованиям.
Испытания характеристик насосов высокого давления проводи-
лись при давлении в первом контуре на уровне 7 МПа и показали ве-
личину расхода ниже проектной - 100 м3/ч (по проекту 150 м3/ч).
Для обеспечения проектного расхода было увеличено проходное се-
чение дросселирующих шайб, установленных на напорных трубо-
проводах. Повторные испытания показали величину расхода от них
на уровне 150 м3/ч, что соответствует проектным требованиям.
Испытания на этапах физического и энергетического пусков
На этапах физического, энергетического пусков и этапов освоения
мощности были уточнены гидравлические характеристики реактора
(со штатной активной зоной) и первого контура. В последующем, оп-
ределение расхода через реактор (при работе на мощности 100%) ме-
тодом теплового баланса между первым и вторым контурами показа-
ло, что его величина составила 41400 м3/ч и удовлетворяет проект-
ным требованиям.
Основные гидравлические характеристики РУ, полученные по ре-
зультатам испытаний, имели следующие значения:
• температура теплоносителя на входе в реактор 268 °C;
• давление теплоносителя на выходе из реактора 12,2 МПа;
70
Стационарные режимы работы РУ
• расход теплоносителя через реактор 41400 м3/ч;
• средний напор ГЦН 0,42 МПа;
• перепад давления на реакторе 0,268 МПа;
• перепад давления на активной зоне 1,5 МПа;
• расход теплоносителя через рабочую кассету 115 м3/ч;
• расход теплоносителя через кассету АРК 114 м3/ч.
Теплогидравлические характеристики реактора и первого конту-
ра, полученные в период проведения опытно-промышленной экс-
плуатации, подтвердили соответствие проектных и фактических па-
раметров РУ.
АЭС «Ловииза», 2-й блок
2-й блок АЭС «Ловииза» в сравнении с 1-м блоком практически не
имел конструктивных изменений, влияющих на основные интег-
ральные характеристики РУ, вместе с тем на 2-м блоке первые испы-
тания показали необходимость увеличения расхода через реактор и
соответственно повторного проведения ХГО.
Для подтверждения проектных теплогидравлических характерис-
тик реактора и первого контура испытания проводились в объеме,
необходимом для их подтверждения. Базовый объем результатов гид-
равлических характеристик реактора и первого контура был получен
в период холодной и горячей обкатки (ХГО) реактора с использова-
нием временной внештатной измерительной системы.
На основе анализа результатов измерений в период ХГО-1 был
сделан вывод, что величина расхода теплоносителя при штатной ак-
тивной зоне ожидается 39900 м3/ч. Это меньше, чем нижний проект-
ный предел 41000 м3/ч. Рассмотрение измеренных напорных харак-
теристик ГЦН показало, что «рабочие точки» на них не выходят за
свои проектные границы и не являются причиной уменьшения рас-
хода. Сравнительным анализом между 1-м и 2-м блоками по замерен-
ным перепадам давления на тракте циркуляции теплоносителя пер-
вого контура было установлено, что причиной уменьшения расхода
является увеличенное гидравлическое сопротивление реактора 2-го
блока (на 7,6%). Реактор является наиболее сложным в гидравличес-
ком отношении элементом первого контура, на котором срабатыва-
ется примерно 80% напора ГЦН. Для определения причины увеличе-
ния сопротивления был проведен контрольный анализ геометрии
внутриреакторного оборудования реактора с учетом допусков на из-
71
Глава вторая
готовление. На участке выхода теплоносителя из реактора (от актив-
ной зоны до входа в патрубки) основное гидравлическое сопротивле-
ние составляет перфорация шахты реактора, которая, как показал
сравнительный контроль, выполнена аналогично, как на 1-м блоке.
Участок движения теплоносителя через активную зону на период
ХГО имитировался тем же комплектом имитаторов, что использовал-
ся на 1-м блоке. Участок движения теплоносителя от входа в реактор
до кассет активной зоны является наиболее сложным в гидравличе-
ском отношении (слияние потоков из петель на опускном участке,
резкое сужение и последующее расширение потока на перфорации
днища шахты, на дроссельных шайбах, на отверстиях в демпферных
трубах кассет АРК). Этот участок сложен и в отношении проведения
контроля геометрии (измерение фасок на демпферных трубах, изме-
рение формы щели между днищем реактора и днищем шахты реакто-
ра). В связи с этим было принято предположение, что причиной раз-
личия в гидравлических сопротивлениях на этих участках двух реак-
торов является комплекс факторов. Основными из них являются:
разные проходные сечения (в пределах допусков) тракта движения
теплоносителя на опускном участке; разное состояние на входе и вы-
ходе кромок отверстий перфорации эллиптического днища шахты;
разная форма щели между эллиптическим днищем шахты и эллипти-
ческим днищем реактора.
Для компенсации увеличенного гидравлического сопротивления
реактора было принято решение о соответствующем уменьшении ги-
дравлического сопротивления реактора на его выходном участке.
Расчетный анализ показал, что увеличение проходного сечения пер-
форации обечайки шахты на 77% позволит увеличить расход выше
нижнего проектного значения и его величина ожидается на уровне
41700 м3/ч. В связи с этим была проведена работа по рассверловке от-
верстий в обечайке шахты. При увеличенном проходном сечении
обечайки шахты была проведена ХГО-2. По результатам испытаний
было определено, что величина расхода при штатной активной зоне
реактора ожидается в диапазоне 41600-42800 м3/ч.
Испытания на этапах физического и энергетического пусков
Для проверки проектной величины расхода и гидравлических харак-
теристик РУ соответствующие испытания выполнялись для различ-
ного числа ГЦН. В последующем более точное определение расхода
через реактор (при работе на мощности 100% NHOM) методом тепло-
72
Стационарные режимы работы РУ
вого баланса между первым и вторым контурами показало, что его
величина составила 42300 м3/ч и удовлетворяет проектным требова-
ниям.
Основные гидравлические характеристики РУ, полученные по ре-
зультатам испытаний: • температура теплоносителя на входе в реактор 268 °C;
• давление теплоносителя на выходе из реактора 12,2 МПа;
• расход теплоносителя через реактор 42300 м3/ч;
• средний напор ГЦН 0,43 МПа;
• перепад давления на реакторе 0,274 МПа;
• перепад давления на активной зоне 0,157 МПа;
• расход теплоносителя через рабочую кассету 117м3/ч;
• расход теплоносителя через кассету АРК 116м3/ч.
Теплогидравлические характеристики реактора и первого конту-
ра, полученные в период проведения опытно-промышленной экс-
плуатации, подтвердили соответствие проектных и фактических па-
раметров РУ.
Поэтапная программа энергетического пуска блоков осуществля-
лась освоением мощности на уровнях 0—15,20,35,55,75,90, 100% от
номинальной мощности. Повышение мощности на следующий уро-
вень осуществляется после выполнения анализа испытаний, совер-
шенных на мощности предшествующего уровня, устранения замеча-
ний, выявленных в работе систем, создания условий безопасности к
повышению мощности.
Результаты динамических испытаний, проводившихся на уровне
100% мощности, показали, что практически все выявленные пробле-
мы наладки регуляторов систем на более низких уровнях мощности
устранялись.
Ровенская АЭС, 1-й блок
Испытания при проведении холодной и горячей обкатки (ХГО)
Во время проведения ХГО активная зона имела следующий состав:
• поглощающие вставки из ХГО 3-го и 4-го блоков НВАЭС в коли-
честве 35 шт.;
• имитаторы РК с дроссельными шайбами диаметром 60 мм из ХГО
2-го блока КАЭС в количестве 272 шт.;
73
Глава вторая
• имитаторы РК с дроссельными шайбами диаметром 57 мм из ХГО
1-го блока КАЭС в количестве 5 шт.;
• имитаторы кассет АРК в количестве 34 шт.;
• кассеты АРК в количестве 3 шт.
Измерение гидравлических характеристик активной зоны, элемен-
тов реактора и главного циркуляционного контура во время ХГО осу-
ществлялось как с помощью штатных приборов (перепад давления на
реакторе, напоры ГЦН), так и с помощью дополнительной специально
разработанной и смонтированной внештатной (временной) системы
измерения перепадов давления на элементах ВКУ и по тракту движе-
ния теплоносителя, в том числе по опускной щели между шахтой и кор-
пусом. Для отбора статического давления внутри активной зоны были
использованы имитаторы РК после их дополнительной доработки.
Величина расхода теплоносителя по петлям и через реактор на
этапе ХГО оценивалась с помощью напорных характеристик ГЦН
(формулярные данные) с точностью ±5%.
Основные гидравлические характеристики РУ, полученные по ре-
зультатам испытаний на этапе ХГО, имели следующие значения:
• температура теплоносителя на входе в реактор 260-265 °C;
• давление теплоносителя на выходе из реактора 12,26 МПа;
• расход теплоносителя через реактор
• средний напор ГЦН
• перепад давления на реакторе
• перепад давления на активной зоне
• расход теплоносителя через имитатор РК
(41900 ± 900) м3/ч;
(4,22 ± 0,2)-10s Па;
(2,74 ±0,1 МО5 Па;
(1,77 ± O.D-IO5 Па;
(118,0 ± 4) м3/ч;
• расход теплоносителя через имитатор
кассеты АРК (106,0 ± 4) м3/ч.
Испытания на этапах физического и энергетического пусков
Перед физическим пуском на 1-м блоке Ровенской АЭС в реактор
были установлены кассеты-экраны вместо периферийных рабочих
кассет (36 шт.). На этапе физического пуска были уточнены гидрав-
лические характеристики реактора (со штатной активной зоной с
кассетами-экранами) и первого контура, значения которых показали
хорошее совпадение с результатами, полученными расчетным путем
с использованием данных измерения гидравлических характеристик
в период ХГО.
74
Стационарные режимы работы РУ
260-265 °C;
i 12,26 МПа;
(40750 ± 900) м3/ч;
(4,39 ± 0,2)-105 Па;
(2,99 ± 0,1)-105 Па;
(2,06 ± 0,1)105 Па;
Основные гидравлические характеристики, полученные по ре-
зультатам испытаний на этапе физического пуска, имели следующие
значения:
• температура теплоносителя на входе в реактор
• давление теплоносителя на выходе из реактора
• расход теплоносителя через реактор (
• средний напор ГЦН (
• перепад давления на реакторе <
• перепад давления на активной зоне <
• расход теплоносителя через рабочую
кассету
• расход теплоносителя через кассету АРК
• расход теплоносителя через кассету-экран
(126,4 ±3,5) м3/ч;
(124,9 ± 5) м3/ч;
(8,5 ± 1,5) м3/ч.
Ровенская АЭС, 2-й блок
Испытания при проведении холодной и горячей обкатки (ХГО)
Во время проведения ХГО активная зона 2-го блока имела следую-
щий состав:
• поглощающие вставки (имитаторы РК) из ХГО 3-го блока Н ВАЭС
в количестве 80 шт.;
• имитаторы РК с дроссельными шайбами диаметром 60 мм из ХГО
2-го блока КАЭС в количестве 133 шт.;
• имитаторы РК с дроссельными шайбами диаметром 57 мм из ХГО
1-го блока КАЭС в количестве 99 шт.;
• имитаторы стержневые кассет АРК в количестве 31 шт.;
• штатные кассеты АРК в количестве 6 шт.
Измерение гидравлических характеристик активной зоны, эле-
ментов реактора и главного циркуляционного контура во время ХГО
осуществлялось как с помощью штатных приборов (перепад давле-
ния на реакторе, напоры ГЦН), так и с помощью дополнительной
(временной) системы измерения перепадов давления на элементах
ВКУ.
В отличие от измерений на 1-м блоке, по программе испытаний
на 2-м блоке должно быть установлено четыре датчика отбора стати-
ческого давления по временной системе измерения (монтаж датчи-
ков в том же объеме, что и для 1-го блока, был невозможен из-за вы-
75
Глава вторая
хода из строя части датчиков). В период измерения работало только
три датчика. Поэтому для измерения перепада давления на активной
зоне использовались один датчик отбора статического давления на
входе в активную зону и два датчика на выходе из активной зоны. Для
отбора статического давления были использованы имитаторы РК по-
сле их дополнительной доработки.
Величина расхода теплоносителя по петлям и через реактор на
этапе ХГО оценивалась с помощью паспортных напорных характе-
ристик ГЦН с точностью ±5%.
Основные гидравлические характеристики РУ, полученные по ре-
зультатам испытаний на этапе ХГО, имели следующие значения:
• температура теплоносителя на входе в реактор 270 °C;
• давление теплоносителя на выходе из реактора 12,26 МПа;
• расход теплоносителя через реактор (42100 ± 900) м3/ч;
• средний напор ГЦН (3,99 ± 0,1 НО5 Па;
• перепад давления на реактор (2,60 ± 0,1)105 Па;
• перепад давления на активной зоне (1,79 ± 0,1)-105 Па;
• расход теплоносителя через имитатор РК (118,0 ± 4) м3/ч;
• расход теплоносителя через имитатор
кассеты АРК (108,2 ± 4) м3/ч.
Испытания на этапах физического и энергетического пусков
270 °C;
1 12,26 МПа;
(40400 ± 800) м3/ч;
(3,92 ± 0,2)-105 Па;
(2,63 ±0,1 МО5 Па;
(1,89 +0, D105 Па;
На этапах физического и энергетического пусков были уточнены ги-
дравлические характеристики реактора со штатной активной зоной
(рабочие кассеты имеют два ряда перфорации стенки чехла) и перво-
го контура, значения которых удовлетворительно согласуются с про-
гнозом, полученным на основании данных измерений в период ХГО.
Основные гидравлические характеристики, полученные по ре-
зультатам испытаний на этих этапах, имели следующие значения:
• температура теплоносителя на входе в реактор
• давление теплоносителя на выходе из реактора
• расход теплоносителя через реактор I
• средний напор ГЦН i
• перепад давления на реакторе I
• перепад давления на активной зоне i
• расход теплоносителя через рабочую
кассету
• расход теплоносителя через кассету АРК
(112,6 ± 4,0) м3/ч;
(108,9± 5) м3/ч.
76
Стационарные режимы работы РУ
На различных этапах энергетического пуска выполнялись следу-
ющие испытания:
• измерения теплового баланса на различных уровнях тепловой
мощности реактора для уточнения величины расхода теплоноси-
теля через реактор и уточнения тепловой мощности реакторной
установки;
• анализ энерговыделения в кассетах активной зоны по результатам
измерения температуры теплоносителя на выходе из рабочих кассет;
• корректировка ТДР по результатам измерения теплогидравличес-
ких характеристик реактора;
• определение величины тепловой мощности реактора, отводимой
естественной циркуляцией теплоносителя по первому контуру;
• сдаточные испытания энергоблока.
АЭС «Пакш», 1-й-4-й блоки
Этапы строительства и ввода в эксплуатацию АЭС <Пакш>
На основании советско-венгерского межправительственного согла-
шения были выполнены работы по выбору промплощадки, проект-
ные работы и ПНР по вводу в эксплуатацию четырех блоков АЭС
«Пакш» с РУ В-213. Предполагалось, что в дальнейшем станция бу-
дет расширяться блоками с ВВЭР-1000. АЭС «Пакш» располагается
на расстоянии 115 км к югу от г. Будапешт, по правому берегу реки
Дунай (вода которой используется для охлаждения конденсаторов
турбин, охлаждения ответственных потребителей).
Основные этапы строительства и ввода в эксплуатацию блоков
приведены в табл. 2.6.
Таблица 2.6
Блок Начало строительства Первый выход в критическое состояние (МКУ) Подключение к энергосети (энергопуск) Начало промышленной эксплуатации
1 08.1974 14.12.1982 28.12.1982 10.08.1983
2 08.1974 26.08.1984 06.09.1984 14.11.1984
3 10.1979 15.09.1986 28.09.1986 01.12.1986
4 10.1979 09.09.1987 16.09.1987 01.11.1987
п
Глава вторая
Результаты ПНР
Основной результат ПНР на АЭС «Пакш» - введение в эксплуатацию
блоков - свидетельствует о том, что результаты ПНР подтвердили со-
ответствие характеристик систем, состояния оборудования, технико-
экономических показателей требованиям проекта энергоблоков с РУ
В-213 и контракта на строительство АЭС.
Представленные далее в данном пункте результаты отдельных ис-
пытаний ПНР систем РУ показывают, что характеристики этих сис-
тем обеспечивают условия нормальной эксплуатации энергоблока,
характеристики систем безопасности соответствуют техническим
требованиям, использованным при выполнении анализов безопас-
ности РУ.
Результаты испытаний по определению гидравлических характе-
ристик первого контура блоков (при шести работающих ГЦН, номи-
нальных параметрах первого контура) на этапах ПНР и промышлен-
ной эксплуатации блоков представлены в табл. 2.7.
Испытания на ХГО показали, что расходы, определенные по за-
водским характеристикам ГЦН и по перепаду давления на имитиро-
ванной активной зоне, существенно отличаются друг от друга. Расход
Таблица 2.7
Измерения Значения среднего расхода теплоносителя через реактор, м3/ч
Блок 1 Блок 2 БлокЗ Блок 4
ХГО (имитирован- По напорным характеристикам ГЦН 43540 42760 43400 42700
ная активная зона) По результатам измерений времен- ной системы на реакторе 42080 40520 41400 41500
В ТДР при сдаче блока в эксплуатацию (на основании балансовых измерений на этапах энергопуска) 40500 40780 40600 40650
По результатам дополнительных балансовых измерений после ввода блоков в эксплуатацию (1990 г.) 39750 39450 39900 40300
78
Стационарные режимы работы РУ
теплоносителя, определенный по напорным заводским характерис-
тикам ГЦН, дает завышенные значения, поэтому принят расход, оп-
ределяемый по перепадам давления на активной зоне.
Расход теплоносителя на этапах энергопуска определялся мето-
дом теплового баланса с учетом штатных измерений КИП блока по
параметрам первого контура, второго контура с измерениями расхо-
да питательной воды на ПВД и на каждый ПГ
Условия и параметры эксплуатации комплекта кассет на блоках
АЭС «Пакш> (по результатам проведенных испытаний) соответству-
ют требованиям контрактных технических спецификаций: расходы
теплоносителя через кассеты находятся в диапазоне 100—130 м3/ч,
температуры теплоносителя на входе и выходе из кассет находятся в
пределах условий нормальной эксплуатации, распределение энерго-
выделений по активной зоне в пределах проектных.
Испытания режима естественной циркуляции подтвердили про-
ектные характеристики РУ. Значения максимальной мощности реак-
тора, снимаемой естественной циркуляцией при подогреве на реак-
торе 30 °C, входной температуре 260 °C и давлении 12,3 МПа соста-
вили: на шести петлях — не менее 4,1%; на пяти петлях — не менее
3,7%; на четырех петлях — не менее 3,3%; на трех петлях — не менее
2,5%.
АЭС «Богунице В-2», 1 -й и 2-й блоки
Полученные гидравлические характеристики реактора и первого
контура подтвердили проектные и имели следующие значения при
работе РУ на номинальных параметрах (t^ = 270 °C, f = 50 ГЦ,
Np = 0%Nhom):
• расход теплоносителя через реактор 41600 м3/ч;
• перепад давления на реакторе 0,29 МПа;
• перепад давления на активной зоне 0,195 МПа;
• расход теплоносителя через рабочую кассету 115,7 м3/ч;
• расход теплоносителя через ТВС кассеты АРК 116,0 м3/ч;
• средний перепад давления на ГЦН 0,43 МПа.
Скорость разогрева первого контура при шести работающих ГЦН
и неработающих электронагревателях КД равна 3,3 °С/ч при темпе-
ратуре теплоносителя первого контура 250 °C.
Тепловые потери с оборудования первого контура равны 2,07 МВт
при температуре теплоносителя 250 °C.
79
Глава вторая
Величина тепловой мощности реактора, отводимой естественной
циркуляцией теплоносителя по первому контуру, при подогреве его в
реакторе на 30 °C и tx = 255 °C, равна:
• при шести подключенных петлях 4,1% NH0M;
• при пяти подключенных петлях 3,8% NHOM;
• при четырех подключенных петлях 3,05% NHOM;
• при трех подключенных петлях 2,25% NH0M.
Средневзвешенная величина тепловой мощности реактора, опре-
деленная по параметрам первого и второго контуров, при подогреве
теплоносителя в реакторе 29,7 °C, равна (1375 ± 22) МВт.
Полученные в период испытаний технические характеристики
оборудования и систем подтверждали проектные.
Испытания, проводимые в период проведения ХГО 2-го блока,
отличались от испытаний на 1-м блоке тем, что гидравлические ха-
рактеристики реактора и первого контура определялись только с по-
мощью штатной системы КИП.
Полученные в период испытаний теплогидравлические характе-
ристики реактора и первого контура и технические характеристики
оборудования и систем 2-го блока подтвердили проектные.
2.6.4
Ввод в эксплуатацию РУ ВВЭР-440 (В-270)
(1-й и 2-й блоки Армянской АЭС)
Армянская АЭС, 1-й блок
По своему конструктивному исполнению реактор 1-го блока являлся
прототипом реактора В-213, и пусковые испытания, при вводе его в
эксплуатацию, проводились в полном объеме, как для головного блока.
Была разработана и смонтирована внештатная система измерения ги-
дравлических характеристик элементов активной зоны и ВКУ реактора.
По всем функциональным возможностям она аналогична вне-
штатной системе, используемой на 1 -м блоке Кольской АЭС, но с до-
полнительно смонтированными датчиками отбора статического дав-
ления, позволяющими определять гидравлическое сопротивление
эллиптического днища.
80
Стационарные режимы работы РУ
Результаты измерений гидравлических характеристик реактора и
первого контура, выполненных в период проведения холодной и го-
рячей обкаток с помощью штатной и внештатной систем КИП, пока-
зали следующее:
• основные гидравлические характеристики элементов ВКУ реак-
тора близки к принятым проектным значениям;
• совместное гидравлическое сопротивление дроссельной шайбы
днища и имитатора рабочей кассеты меньше, чем сумма гидрав-
лических сопротивлений отдельно взятых дроссельной шайбы и
имитатора рабочей кассеты.
В период проведения физического и энергетического пусков и на
этапе освоения мощности реактора испытания в подтверждение про-
ектных теплогидравлических характеристик выполнялись в объеме,
аналогичном испытаниям, проводимым на первых блоках Кольской
АЭС и АЭС «Козлодуй» (блоки В-230).
Все испытания проводились по типовым программам, которые
являлись частью общей программы пусконаладочных работ.
По результатам испытаний были получены следующие значения
основных гидравлических характеристик реактора и первого контура
(Np = 0%NHOM): • температура теплоносителя на входе в реактор 260 °C;
• давление теплоносителя на выходе из реактора 12,26 МПа;
• расход теплоносителя через реактор 46000 м3/ч;
• средний напор ГЦН 0,446 МПа;
• перепад давления на реакторе 0,328 МПа;
• перепад давления на активной зоне 0,230 МПа;
расход теплоносителя через рабочую кассету 129 м3/ч;
• расход теплоносителя через кассету АРК 117м3/ч.
Результаты проведенных испытаний подтвердили проектные ха-
рактеристики оборудования и систем реакторной установки.
Армянская АЭС, 2-й блок
Основной отличительной особенностью проведения испытаний в
период ПНР является то, что в период проведения холодной и горя-
чей обкаток гидравлические характеристики реактора и первого кон-
тура определялись только с помощью штатной системы КИП.
81
Глава вторая
2.6.5
Ввод в эксплуатацию РУ ВВЭР-1000 (В-187) головной АЭС
(5-й блок Нововоронежской АЭС)
Подготовка документации
В составе проектной документации для организации ПНР и пуско-
вых испытаний блока был разработан комплекс программ и методик
испытаний, в том числе «Программа и методика теплогидравличес-
ких испытаний», 187.00.00.00.000 ПMl, в соответствии с которой раз-
рабатывались рабочие программы на отдельные виды испытаний и
измерений:
1) измерения тепловых и гидравлических характеристик первого
контура;
2) испытания режимов разогрева и расхолаживания реакторной
установки;
3) испытания режима естественной циркуляции в первом контуре;
4) теплогидравлические испытания оборудования шахтного объе-
ма и верхнего блока;
5) снятие теплового баланса по параметрам первого и второго
контура;
6) исследования перемешивания петлевых потоков теплоносителя
в реакторе.
Разработка системы пусконаладочных испытаний (СПНИ)
На этапе циркуляционной промывки первого контура вместо ВКУ и
активной зоны в реактор было установлено дроссельное устройство в
виде верхней части шахты, которая имитировала гидравлическое со-
противление ВКУ и активной зоны. В холодных нитках петель были
установлены блоки скоростемеров (в виде крестовин с датчиками ти-
па трубок Пито-Прандтля, размещенными по сечению ГЦТ) для не-
посредственного измерения расходов теплоносителя в петлях и про-
верки паспортных характеристик ГЦН, а также для тарировки ГЗЗ с
целью последующего контрольного определения расходов по петлям
по перепадам давления на ГЗЗ.
На этапе горячей обкатки вместо штатных кассет в реактор уста-
навливались имитаторы кассет, которые по геометрическим и гид-
82
Стационарные режимы работы РУ
равлическим характеристикам полностью соответствовали штатным
кассетам. В качестве наполнителя твэлов в имитаторах кассет ис-
пользовался свинец. В хвостовиках имитаторов кассет были установ-
лены трубки Пито-Прандтля для измерения распределения расходов
теплоносителя по кассетам.
В составе СПНИ использовалась гидравлическая панель для про-
ведения независимых измерений гидравлических сопротивлений
первого контура в целом и отдельных элементов тракта циркуляции
(перепадов давлений на ГЦН, ПГ, ГЗЗ, на реакторе, ВКУ, имитаторах
кассет). Организация независимых гидравлических измерений ока-
залась оправданной, поскольку в ходе ПНР на этапах циркпромывки
и обкатки оборудования первого контура была выявлена ненадежная
работа датчиков и вторичных приборов штатной системы контроля
теплотехнических параметров. Отладка штатной системы КИП
(ВРК, ИВС, БЩУ) проходила в процессе этапов горячей обкатки,
физического и энергетического пуска.
Основные испытания оборудования РУ на этапах
(в части теплогидравлических испытаний)
Измерения гидравлических характеристик тракта первого контура в
наиболее полном объеме были выполнены на этапах циркуляцион-
ной промывки и обкатки оборудования с использованием системы
пусконаладочных измерений. На этапах энергопуска и освоения про-
ектной мощности измерения гидравлических характеристик произ-
водились в объеме проектной системы КИП в целях проверки и под-
тверждения данных, полученных при обкатке.
Измерение теплогидравлических характеристик РУ проведены в
период освоения проектной мощности и эксплуатации РУ в течение
первых двух лет после энергетического пуска в режимах работы с
различным количеством петель и на разных уровнях мощности
20-100% NH0M.
Измерения параметров первого и второго контуров для расчета
тепловой мощности и сведения теплового баланса по первому и вто-
рому контурам были выполнены на этапах освоения 50, 75, 100%
NHOM. Одновременно проводилась наладка алгоритмов расчета тепло-
вой мощности РУ различными способами на ЭВМ (М-7000).
Испытания режимов естественной циркуляции теплоносителя по
первому контуру проводились на этапе энергопуска на уровнях мощ-
ности 3-12% NH0M.
83
Глава вторая
Режимы планового разогрева и расхолаживания РУ были испыта-
ны многократно в период обкатки оборудования и освоения мощно-
сти блока. Были проведены испытания режимов разогрева РУ с по-
мощью ГЦН без тепловыделений в активной зоне и при наличии ос-
таточных тепловыделений в активной зоне. Режимы расхолаживания
РУ проведены с работающими ГЦН и на ЕЦ по первому контуру.
Теплогидравлические испытания оборудования шахтного объема
проводились в периоды горячей обкатки и при работе РУ на уровнях
мощности 50-100% NH0M. Во время обкатки были проконтролирова-
ны расходы воздуха по каналам охлаждения оборудования шахтного
объема и с помощью шиберов приведены в соответствие с проект-
ными величинами. При работе на мощности проведены измерения
температурного состояния элементов оборудования шахтного объе-
ма для различных вариантов работы системы воздушного охлажде-
ния: в стационарном режиме, с перерывом подачи воздуха, с отклю-
чением охлаждающей воды на теплообменник системы воздушного
охлаждения.
Испытания интенсивности перемешивания петлевых потоков
теплоносителя во внутрикорпусном тракте реактора первоначально
были проведены на этапе обкатки (на имитационной зоне — при на-
иболее безопасных условиях), а затем в период энергопуска.
Основные результаты ПНР и пусковых испытаний
(теплогидравлические испытания)
Результаты измерений гидравлических характеристик первого контура
в период циркуляционной промывки и обкатки оборудования РУ
На этапах циркуляционной промывки и обкатки оборудования РУ с
использованием СПНИ был выполнен основной объем измерений
гидравлических характеристик первого контура при температурах
tj = 100-130 °C и tj = 260-280 °C, в том числе:
• проведено измерение перепадов давления (гидравлических по-
терь) на всех участках тракта первого контура и реактора;
• замерены расходы теплоносителя по петлям с помощью блоков
скоростемеров, установленных во входных патрубках реактора,
при работе различного количества петель;
• получены контрольные напорные характеристики ГЦН по заме-
ренным расходам в петлях;
84
Стационарные режимы работы РУ
• оттарированы перепады давления на ГЗЗ холодных и горячих ни-
ток петель по замеренным расходам в петлях;
• определены расходы теплоносителя через реактор и активную зо-
ну, а также распределение расходов на входе в кассеты (имитато-
ры кассет), протечки теплоносителя мимо активной зоны;
• на основе измеренных перепадов давления и расходов теплоноси-
теля определены КГС первого контура в целом, реактора, актив-
ной зоны, парогенераторов, холодных и горячих ниток петель и
отдельных участков внутрикорпусного тракта реактора.
Полученные на основе замеров расходов по петлям контрольные
характеристики ГЦН подтвердили паспортные характеристики ГЦН
с точностью ±1,5% (по расходу). Отличие суммарного расхода тепло-
носителя через реактор по контрольным и паспортным характерис-
тикам ГЦН не превышало 1%.
При работе четырех петель получены следующие значения расхо-
дов теплоносителя с доверительной вероятностью 0,95:
• расход по петле (220001700) м3/ч;
• расход через реактор (8800011400) м3/ч;
• расход через имитационную зону (8410011400) м3/ч;
• средний расход через кассету
(имитатор ТВС) (557128) м3/ч.
Неравномерность расходов теплоносителя на входе в кассеты бы-
ла проконтролирована двумя способами: по скоростному напору в
хвостовиках имитаторов кассет с помощью трубок Пито-Прандтля и
по перепаду давления на перфорации опорных труб днища шахты.
По результатам данных замеров отклонения расходов на входе в кас-
сеты от среднего значения расхода через кассету находились в преде-
лах минус 12% - плюс 15%, что соизмеримо с погрешностью исполь-
зованных методов измерений (2о - 15%). По результатам контроля
перепада давления на восьми имитаторах кассет неравномерность
средних по высоте расходов в кассетах составляет не более 13,5%, что
меньше учитываемой в расчетном обосновании неравномерности
расходов по кассетам 5%.
Полученные на основе измеренных перепадов давлений значения
КГС первого контура, реактора, активной зоны, парогенератора,
ГЦТ удовлетворительно согласуются с проектными данными.
В целом полученные в период циркпромывки и обкатки оборудо-
вания гидравлические характеристики циркуляционного контура на-
85
Глава вторая
холились в допустимых проектом пределах и подтвердили возмож-
ность проведения дальнейшего этапа - энергетического пуска и ос-
воения мощности.
Результаты измерений теплогидравлических характеристик РУ
Измерения теплогидравлических характеристик РУ были проведены
многократно на этапе энергопуска и освоения мощности, в различ-
ные периоды работы первой и второй загрузки активной зоны на
уровнях мощности 20-100% NHOM. На основе замеров штатной систе-
мой КИП определялись следующие характеристики:
• расходы теплоносителя в петлях (производительность ГЦН) и
расходы теплоносителя через реактор;
• температуры и подогревы теплоносителя в петлях;
• мощности петель и реактора в целом;
• перепады давления на оборудовании первого контура: на реакто-
ре, парогенераторах;
• напор ГЦН.
На основе результатов измерений сделаны следующие выводы и
рекомендации:
• гидравлические характеристики оборудования первого контура
при различных уровнях мощности вплоть до проектной при за-
грузке штатными кассетами согласуются с аналогичными данны-
ми, полученными в период обкатки оборудования с имитацион-
ной зоной;
• фактические теплогидравлические характеристики оборудования
РУ близки к проектным значениям. В соответствии с полученны-
ми фактическими характеристиками откорректированы парамет-
ры РУ в эксплуатационной документации и, в частности, в Табли-
це допустимых режимов эксплуатации.
Основные теплогидравлические характеристики РУ по результа-
там измерений в сравнении с проектными данными представлены
в табл. 2.8.
На основе результатов проведенных испытаний и обработки теп-
логидравлических характеристик отмечены следующие закономер-
ности и предложены рекомендации, которые следует учитывать при
эксплуатации 5-го блока НВАЭС, а также при проектировании и экс-
плуатации других блоков с ВВЭР-1000:
86
Стационарные режимы работы РУ
Таблица 2.8. Основные теплогидравлические параметры РУ
5-го блока НВАЭС
Наименование параметра Результаты измерений Проектные данные
обкатка освоение 100% NHftM
Тепловая мощность реактора, МВт — 2936 3000
Давление в первом контуре, МПа (кгс/см2) 1,96-15,7 (20-160) 15,7 (160) 15,7 (160)
Давление пара в ПГ, МПа (кгс/см2) до 6,47 (до 66) 6,21 ±0,1 (63,3±1) 6,28 (64)
Температура теплоносителя в петлях на входе в реактор, °C 70-280 286±2 290
Подогрев в реакторе, °C — 28,3±0,5 30
Расход теплоносителя через реактор, м3/ч 88000±1400 90800±1400 85600
КГС циркуляционного тракта первого контура 13,4 — 15,1
КГС реактора (без патрубков) 7,3 — 7,27
КГС парогенераторов 2,74 — 3,2
КГС активной зоны 3,62» — 3,51
Доля протечек мимо активной зоны, % от общего расхода 5 — 5
Средний расход теплоносителя по кассетам, м3/ч 557 — 538
Максимальная температура на выходе из кассеты, °C 70-280 327,7 330,3
* Параметр приведен для имитационной зоны.
• обратный поток «холодного» теплоносителя в петле с неработаю-
щим ГЦН подмешивается в камере выходных патрубков реактора
к потоку теплоносителя ближайшей соседней работающей петли,
снижая температуру потока теплоносителя и соответственно
мощность этой петли. Чтобы не превышать проектную нагрузку
других работающих петель, необходимо снижать допустимое зна-
чение общей мощности реактора. На основе результатов испыта-
87
Глава вторая
ний в Таблице допустимых режимов эксплуатации установлены в
качестве допустимых значений мощности реактора: 67% N м при
работе трех ГЦН, 40% NH0M при работе двух смежных ГЦН и 50%
NH0M при работе двух противоположных ГЦН;
• распределение энерговыделения по высоте активной зоны и объ-
емная неравномерность энерговыделения изменяются в течение
кампании как по величине максимума, так и по форме эпюры рас-
пределения по высоте активной зоны, что также должно учиты-
ваться при установлении пределов безопасной эксплуатации в
проектной и эксплуатационной документации;
• на основе результатов тарировочных измерений на ГЗЗ рекомен-
довано в РУ «малой» серии ввести дополнительный способ опре-
деления расходов в петлях по замерам перепадов давления на ГЗЗ
холодных ниток петель и на основе этого расхода определение
мощности петель. Этот способ дает наиболее стабильные резуль-
таты замеров;
• для измерения перепадов давления на ГЦН рекомендовано ис-
пользовать приборы со шкалой 0,78-0,98 МПа вместо 1,96 МПа
(8-10 кгс/см^ вместо 20 кгс/см2 ) с целью повышения точности за-
меров.
Измерения тепловой мощности реакторной установки
Тепловая мощность РУ измерялась многократно на уровнях мощно-
сти 20,50,75, 100% NH0M различными способами по параметрам пер-
вого и второго контуров с использованием блочной ЭВМ М-7000. В
процессе этапов освоения мощности были проведены наладка и та-
рировка необходимого КИП и алгоритмов расчета тепловой мощно-
сти по следующим способам:
• по расходам питательной воды на каждый ПГ;
• по расходам питательной воды после ТПН;
• по расходам и подогревам теплоносителя в петлях (с использова-
нием напорных характеристик ГЦН).
В качестве дополнительного использовался метод определения
тепловой мощности по расходам теплоносителя в петлях, измеряе-
мым по перепадам давления на ГЗЗ холодных ниток (расчет по дан-
ному способу производился отдельно на мини-ЭВМ).
88
Стационарные режимы работы РУ
Исследование режимов естественной циркуляции теплоносителя
в первом контуре
На этапе энергопуска и освоения мощности были проведены испы-
тания режимов работы РУ на естественной циркуляции по первому
контуру при параметрах, близких к номинальным.
Результаты проведенных испытаний показали, что фактическая
интенсивность естественной циркуляции в первом контуре выше по
сравнению с проектной, и подтвердили, что проектные величины
энерговыделений активной зоны могут быть отведены естественной
циркуляцией.
На основе опыта испытаний режимов ЕЦ даны рекомендации: в
целях снижения воздействия теплового удара на оборудование горя-
чей нитки петли при переходе с ЕЦ на принудительную циркуляцию
предварительно (до включения ГЦН) необходимо снизить мощность
в режиме ЕЦ таким образом, чтобы подогрев на реакторе был не бо-
лее 30 °C, с выдержкой на пониженной мощности для обеспечения
выравнивания температуры в объеме под крышкой реактора с темпе-
ратурой на выходе из реактора.
Исследования перемешивания петлевых потоков теплоносителя
в реакторе
Степень перемешивания петлевых потоков теплоносителя на вход-
ном участке и на всем внутрикорпусном тракте реактора, а также кар-
тина распределения температур на входе и на выходе из кассет опре-
делялись на основе результатов измерений температур в холодных и
горячих нитках петель и на выходе из кассет при уровнях мощности
реактора -20% NH0M и неравномерном отводе пара от парогенерато-
ров (отсекался по пару ПГ 1 или 4).
По результатам проведенных исследований коэффициент переме-
шивания (массообмена в виде доли от петлевого потока) с соседними
петлевыми потоками на всем внутрикорпусном тракте реактора со-
ставляет:
• в направлении по часовой стрелке К.1 = 0,1;
• в направлении против часовой стрелки К2 = 0,2.
Различия коэффициентов перемешивания по часовой стрелке и
против часовой стрелки и сравнение картин распределения темпера-
тур теплоносителя по кассетам и по петлям приводят к выводу о том,
89
Глава вторая
что петлевые потоки на входном опускном участке реактора имеют
азимутальное смешение (поворот) против часовой стрелки на -20°.
Результаты исследований перемешивания петлевых потоков в ре-
акторе могут быть использованы в теплогидравлических расчетах для
определения уточненных распределений температур теплоносителя в
петлях и в кассетах, особенно в режимах работы с несимметричной
нагрузкой или несимметричными характеристиками петель, для рас-
чета изменения концентрации бора в активной зоне при несиммет-
ричной подаче его в первый контур.
Результаты испытаний режимов планового разогрева
и расхолаживания реакторной установки
Проведение испытаний режимов разогрева РУ от холодного состоя-
ния до горячего состояния и расхолаживания от горячего состояния
до холодного состояния по проектной технологии было затруднено в
условиях ПНР, когда оборудование, КИП и вспомогательные систе-
мы проходят стадию отладки и работают ненадежно.
Поэтому испытания проводились многократно в разные периоды
ПНР. В процессе испытаний проводился контроль работы оборудо-
вания РУ с помошью штатной системы КИП и СПНИ (в части на-
пряженно-деформированного состояния оборудования РУ).
В результате испытаний проверены и откорректированы проект-
ные регламенты проведения режимов разогрева и расхолаживания
РУ, которые обеспечивают характеристики работы оборудования РУ
и вспомогательных систем, удовлетворяющие проектным требовани-
ям и ограничениям по скоростям изменения температур и распределе-
ниям температур в определяющих элементах и узлах оборудования РУ.
Основные изменения и уточнения проектных регламентов по ре-
зультатам испытаний внесены в инструкции по эксплуатации.
Результаты теплогидравлических испытаний оборудования
шахтного объема и верхнего блока
При теплогидравлических испытаниях оборудования шахтного объема
проводилось измерение температур элементов бетонной шахты и верх-
него блока, а также расходов (и температур воздуха) через верхний блок и
по каналам охлаждения шахтного объема в следующих режимах работы:
• нормальный режим работы РУ и системы вентиляции шахтного
объема при мощности реактора от 50 до 100% NHOM;
90
Стационарные режимы работы РУ
• режим с прекращением подачи воздуха на охлаждение бетонной
шахты (перерыв электропитания системы вентиляции);
• режим с подачей воздуха в бетонную шахту без предварительного
охлаждения в промежуточном теплообменнике.
В период ПНР проведена регулировка расходов воздуха с помо-
щью шиберов по каналам охлаждения шахтного объема до значений,
близких к проектным.
Расходы воздуха по различным каналам измерялись с помощью
специального скоростемера турбинного типа, разработанного и изго-
товленного в ОКБ «Гидропресс».
Измерения температур производились с помощью штатной и пу-
сконаладочной системы термометрирования.
Результаты замеров на мощности 100% показали, что температуры
исследованных элементов шахтного объема (сухой защиты, строи-
тельного бетона за и под сухой защитой, металлоконструкции опоры
реактора, кабелей ИК, кабельных разъемов систем контроля энерго-
выделения и термоконтроля на выходе кассет, а также элементов
верхнего блока) находятся в допустимых пределах. Температура воз-
духа, поступающего на охлаждение шахтного объема и верхнего бло-
ка, находилась в проектных пределах (по проекту 15-45 °C - на вхо-
де в шахтный объем, не более 60 °C - на входе в верхний блок).
При отключении вентиляторов на время до 1 ч (имитация обесто-
чивания привода вентиляторов) температура шахтного объема нахо-
дилась в допустимых пределах.
Суммарный теплоотвод охлаждающим воздухом от верхнего бло-
ка и шахтного объема составил 0,74±0,10 МВт при работе реактора на
номинальной мощности и температуре охлаждающего воздуха на
входе в шахту 21 °C.
Заключение
Полученные по результатам ПНР и пусковых испытаний фактичес-
кие теплогидравлические характеристики РУ 5-го блока НВАЭС в
целом соответствуют проектным данным и подтвердили возмож-
ность эксплуатации РУ на проектной мощности. На основе результа-
тов испытаний откорректированы допустимые пределы на отдельные
теплогидравлические параметры в эксплуатационной документации
с целью приведения в соответствие их с фактическими результатами
измерений.
91
Глава вторая
2.6.6
Ввод в эксплуатацию РУ ВВЭР-1000 (В-302 и В-338)
«малойнерииАЭС
Южно-Украинская АЭС (В-302), 1 -й блок
Реакторная установка В-302 является модернизацией реакторной ус-
тановки В-187 (5-го блока НВАЭС). Отличия состоят в следующем:
• применены бесчехловые кассеты с меньшим размером «под
ключ», что позволило увеличить количество кассет в активной зо-
не до 163 шт. (вместо 151 шт. на 5-м блоке НВАЭС);
• количество приводов СУЗ на верхнем блоке реактора уменьшено
со 109 до 49 шт; в каждом ОР СУЗ количество ПЭЛ увеличено с 12
до 18 шт.;
• заменены приводы ЛШП на приводы ШЭМ с большим тяговым
усилием.
Остальное оборудование РУ В-302 и его компоновка унифициро-
ваны с РУ В-187.
1-й блок ЮУАЭС является одним из блоков «малой» серии РУ
ВВЭР-1000 и компоновкой петель 5-го блока НВАЭС. Блоки «малой»
серии, в отличие от 5-го блока НВАЭС, имеют одну турбогенератор-
ную установку мощностью 1000 МВт (ал.).
В составе проектной документации д ля ввода блока в эксплуата-
цию был разработан комплекс программ и методик испытаний, в том
числе «Программа и методика теплогидравлических испытаний,
302.00.00.00.000 ПМ1», которая распространялась на все реакторные
установки «малой» серии (РУ В-302 - 1-й блок ЮУАЭС и РУ В-338 -
2-й блок ЮУАЭС и 1-й, 2-й блоки Калининской АЭС).
В соответствии с данной программой для блоков «малой» серии
предусматривалось проведение следующих испытаний и измерений:
1) измерения тепловых и гидравлических характеристик первого
контура;
2) испытания режимов планового разогрева и расхолаживания ре-
акторной установки;
3) испытания режима естественной циркуляции теплоносителя в
первом контуре;
4) снятие теплового баланса по первому и второму контурам;
92
Стационарные режимы работы РУ
5) теплогидравлические испытания оборудования шахтного объе-
ма и верхнего блока;
6) исследования перемешивания петлевых потоков теплоносителя
в реакторе.
На этапе циркуляционной промывки первого контура вместо
ВКУ и активной зоны в реактор устанавливалось дроссельное уст-
ройство в виде верхней части шахты, которая имитировала гидравли-
ческое сопротивление ВКУ и активной зоны.
На этапе горячей обкатки оборудования первого контура в реак-
тор устанавливались штатные ВКУ и имитационная зона. Имитаторы
кассет по конструкции аналогичны штатным бесчехловым кассетам
ВВЭР-1000.
На этапах циркуляционной промывки и горячей обкатки исполь-
зовалась панель пусконаладочной системы гидравлических измере-
ний для получения полного контроля по перепадам давления на всех
участках гидравлического тракта первого контура и для получения
данных о распределении расходов теплоносителя на входе в кассеты
(имитаторы кассет). Для измерения расходов в хвостовиках имитато-
ров кассет устанавливались усовершенствованные по сравнению с 5-м
блоком НВАЭС расходомерные устройства в виде каплеобразных вы-
теснителей с отборами полного давления потока теплоносителя и
статического давления из наиболее узкого проходного сечения. Для
получения метрологических характеристик партия расходомерных
устройств тарировалась на стенде с моделированием опорных труб и
условий установки расходомеров в хвостовиках имитаторов.
Данные расходомерные устройства по сравнению с расходомер-
ными устройствами типа трубки Пито-Прандтля, которые использо-
вались в хвостовиках имитаторов кассет на 5-м блоке НВАЭС, оказа-
лись менее чувствительны к гидравлике на входе в перфорацию
опорных труб шахты реактора и давали более представительные ре-
зультаты замеров.
На этапе циркуляционной промывки при уровне температур в
первом контуре 60-130 °C с целью предварительной оценки гидро-
динамических условий работы первого контура измерялись следую-
щие гидравлические характеристики и параметры:
• давление в первом контуре;
• температура теплоносителя в первом контуре;
• перепады давления на ГЦН (для определения производительности
ГЦН по их напорным характеристикам);
• перепад давления на внутрикорпусном дроссельном устройстве;
93
Глава вторая
• перепады давления на парогенераторах;
• перепады давления на ГЗЗ.
На этапе обкатки оборудования первого контура выполнялся ос-
новной объем гидравлических измерений. Измерения проводились в
«холодном» режиме (при температуре первого контура до 130 °C) и в
«горячем» режиме (при температуре первого контура 260-280 °C) при
различном количестве и сочетании работающих ГЦН и различных
положениях ГЗЗ на неработающих петлях (ГЗЗ открыты, закрыты).
На этапе обкатки оборудования измерялись и определялись сле-
дующие гидравлические характеристики:
• перепады давления на ГЦН (по перепадам давления на ГЦН и их
напорным характеристикам определялись расходы теплоносителя
по петлям и через реактор). Дополнительный контроль за расхо-
дами по петлям осуществлялся также по замеренным перепадам
давления на ГЗЗ;
• перепады давлений на расходомерных устройствах в хвостовиках
измерительных имитаторов кассет (по перепадам давлений оп-
ределялось распределение расходов теплоносителя на входе в
кассеты);
• перепады давления на элементах оборудования и участках тракта
первого контура (на основе которых определялись КГС участков):
- на измерительных имитаторах кассет (на активной зоне);
- на перфорации опорных труб шахты;
- на эллиптическом днище шахты совместно с опускной щелью
между корпусом реактора и шахтой;
- на входном участке реактора (от камеры входных патрубков до
хвостовиков кассет);
— на выходном участке реактора (включая межтрубное простран-
ство БЗТ, дроссельный цилиндр БЗТ и перфорированный учас-
ток шахты);
- в целом на реакторе без патрубков;
- на горячей нитке петли (от камеры выходных патрубков реакто-
ра до парогенератора);
- на холодной нитке петли (от напорного патрубка ГЦН до каме-
ры входных патрубков реактора);
— на парогенераторе (при прямом и обратном токе теплоноси-
теля);
- на работающем и остановленном ГЦН.
94
Стационарные режимы работы РУ
Результаты измерений теплогидравлических характеристик РУ
на этапе энергетического пуска и освоения мощности
В процессе испытаний на этапе энергетического пуска и освоения
мощности при загрузке активной зоны штатными кассетами оконча-
тельно были определены и уточнены полученные на предыдущих
этапах гидравлические характеристики первого контура и определе-
ны теплогидравлические характеристики реакторной установки на
этапах освоения различных уровней мощности (МКУ, 50, 75,
100%NHOM).
На данном этапе испытаний использовалась штатная система
КИП (СВРК, ИВС, БЩУ) и определялись следующие характеристи-
ки и параметры:
• давление в первом контуре;
• давление пара в ГПК;
• температуры теплоносителя в холодных и горячих нитках петель;
• разность температур теплоносителя в горячей и холодной нитках
петель;
• напоры ГЦН;
• расходы теплоносителя в петлях;
• расход теплоносителя через реактор;
• тепловая мощность реактора:
- по параметрам первого контура;
- по параметрам второго контура;
- поДПЗ (КНИ);
- по АКНП;
— средневзвешенное значение мощности активной зоны;
• перепад давления на реакторе;
• перепады давления на парогенераторах;
• температуры теплоносителя на выходе из кассет (ТП в 95 кассе-
тах);
• энерговыделения в кассетах (КНИ в 64 кассетах).
Результаты измерений основных теплогидравлических характери-
стик РУ 1-го блока ЮУАЭС на номинальной мощности приведены в
табл. 2.9 в сравнении с проектными значениями.
Результаты измерений теплогидравлических характеристик РУ,
полученные на этапе горячей обкатки и на этапах освоения номи-
нальной мощности, показали:
95
Таблица 2.9
Наименование параметра Результат измерений Проектное значение
Тепловая мощность реактора, измеряемая оперативными способами, МВт: — по параметрам первого контура — по параметрам второго контура - средневзвешенное значение 3000±60 3000160 3000160 3000160
Давление, МПа (кгс/см2): - в первом контуре - во втором контуре (в ПГ) 15,7 (160) 6.37 (65) 15,7(160) 6,28 (64)
Расход теплоносителя через реактор при работе четырех ГЦН, м3/ч 8840011200 860001Х
Температура теплоносителя в петлях, °C: — на входе в реактор - на выходе из реактора 287 316 <290 <320
Средний подогрев теплоносителя в реакторе, °C 29 30,0
Расход теплоносителя через кассету, м3/ч 52419 515155
Гидравлическое сопротивление (при работе четырех ГЦН), МПа (кгс/см2): — реактора (без патрубков) — парогенератора - напор ГЦН 0,294-0,314 (3,0-3,2) 0,118-0,137 (1,2-1,4) 0,539-0,598 (5,5-6,1) 0,37310,06 (3,810,6) 0,12710,01 (1,310,1) 0,549-0,637 (5,6-6,5)
I) расходы теплоносителя и гидравлические сопротивления обо-
рудования первого контура близки к проектным значениям;
2) измеренные основные теплогидравлические характеристики РУ
на номинальной мощности соответствуют проектным требованиям и
находятся в пределах Таблицы допустимых режимов эксплуатации;
3) теплогидравлические характеристики РУ контролируются
проектными системами СВРК, ИВС и КИП БЩУ с проектной точ-
ностью;
96
Стационарные режимы работы РУ
4) обеспечиваются контроль тепловой мощности реактора преду-
смотренными в проекте оперативными способами (по параметрам
первого и второго контуров, по ДПЗ и АКНП) в пределах погрешно-
стей этих способов и определение средневзвешенной мощности ре-
актора с погрешностью в пределах проектных требований
(±2%NHOM).
Исследования режимов естественной циркуляции теплоносителя
в первом контуре
Переходные режимы с принудительной циркуляции на естественную
циркуляцию теплоносителя в первом контуре протекают плавно при
работе различного количества петель.
Теплогидравлические испытания оборудования шахтного объема
и верхнего блока
На этапе горячей обкатки оборудования были проведены измерения
и регулировка расходов воздуха на охлаждение шахтного объема (си-
стема Р5), верхнего блока (система РЗ) и по различным доступным
для замеров каналам, в частности на выходе из каналов охлаждения
опорной фермы, на входе в кожухи 19 периферийных приводов СУЗ
и через трубы 13 периферийных каналов ТК.
Измерения фактических температур элементов оборудования
шахтного объема и верхнего блока в процессе горячей обкатки и при
работе реактора на мощности 50, 75,100% NH0M проводились на сле-
дующих режимах работы вентиляционных систем РЗ и Р5:
• режим 1 - нормальный режим, при котором работают по одному
вентилятору систем РЗ и Р5;
• режим 2-е перерывом электропитания систем вентиляции РЗ и
Р5 на 30-40 мин;
• режим 3-е перерывом электропитания только системы Р5 на
2-3 ч;
• режим 4-е прекращением охлаждения воздуха в воздухоохлади-
теле системы Р5 в течение 3 ч при работе вентилятора Р5.
Скорости и расходы воздуха по различным потокам измерялись с
помощью пневмозондов и спиртовых микроманометров. Для изме-
рения температуры охлаждающего воздуха и оборудования шахтного
объема использовались пусконаладочная и штатная системы КИП.
97
Глава вторая
Средняя температура обмоток электромагнитов приводов ШЭМ
определялась по изменению их омического сопротивления в зависи-
мости от температуры.
Результаты измерений теплогидравлических характеристик шахт-
ного объема и верхнего блока приведены в табл. 2.10.
На всех проведенных режимах испытаний вентиляционных сис-
тем, включая режимы 2, 3,4, максимальные температуры элементов
оборудования шахтного объема и верхнего блока не превышали пре-
дельно допустимых значений.
Таблица 2.10
Наименование параметра Результат измерений Проектное значение Приме- чание
Подача воздуха, м^ч:1’ — подднишс шахты 18700 20000 Измере- ния на
- на сухую защиту 9100 10000 этапе
— на бетонную консоль 8700 8000 обкатки
- на охлаждение разъемов ЭВ и ТК 19100 20000 оборудо-
- на верхний блок 25800 22000 вания
Расход воздуха на один привод, м3/ч*> 381-424 400+5°
Расход воздуха на один канал ЭВ и ТК, м3/ч'>
19,2-22,2 20
Температура элементов шахтного объема и верхнего блока, вС:2) - воздух в ГО на входе в верхний блок 55 60 2) Измере- ния при нормаль-
- воздух от Р5 на входе в шахтный 17 15-45 ной рабо-
объем - воздух на выходе из верхнего блока 73 106 те систем вентиля-
- строительный бетон консоли 40 85 ции РЗ и
— строительный бетон шахты реактора 52 85 Р5 и рабо-
- металл фермы опорной 48 — те реакто-
- наружная поверхность корпуса 242 — ра на
реактора в зоне патрубков - катушки электромагнитов приводов 116 180 100%NHOM (режим 1)
ШЭМ
— штепсельные разъемы ЭВ и ТК 42 85
98
Стационарные режимы работы РУ
Исследования перемешивания петлевых потоков теплоносителя
в реакторе
Степень перемешивания петлевых потоков определялась на основе
результатов измерений температур по петлям и на выходе из кассет
на уровнях мощности реактора 3—11% NH0M и неравномерном отводе
пара от парогенераторов. Испытания, как и на 5-м блоке НВАЭС,
подтвердили, что петлевые потоки в реакторе перемешиваются час-
тично. Согласно результатам проведенных исследований, коэффи-
циент перемешивания (в виде доли массообмена между соседними
петлевыми потоками) на участке внутрикорпусного тракта от вход-
ных до выходных патрубков составляет: 0,02—0,14 в направлении по
часовой стрелке, 0,34—0,42 в направлении против часовой стрелки,
среднее значение 0,18—0,22. Эти результаты согласуются с данными,
полученными на 5-м блоке НВАЭС.
Испытания режимов планового разогрева и расхолаживания
Режимы разогрева оборудования РУ от холодного состояния до горя-
чего состояния и расхолаживания проводились многократно на эта-
пе обкатки оборудования, энергопуска и освоения мощности. В ре-
зультате проведенных испытаний подтверждена возможность разо-
грева РУ до номинальных параметров и расхолаживания до холодно-
го состояния по проектным технологическим регламентам согласно
инструкции по эксплуатации РУ.
Заключение
Полученные при испытаниях фактические теплогидравлические ха-
рактеристики реакторной установки в целом соответствуют проект-
ным данным, указанным в технических условиях, проектной и экс-
плуатационной документации на оборудование и РУ в целом, и под-
тверждают возможность эксплуатации реакторной установки 1-го
блока ЮУАЭС на проектной мощности 3000 МВт.
Калининская АЭС (В-338), 1-й блок
Реакторная установка 1-го блока Калининской АЭС является голо-
вным блоком из серии реакторов В-338, в которых используются ре-
актор ВВЭР-1000 типа В-320 и циркуляционные петли, аналогичные
99
Глава вторая
5-му блоку НВАЭС и 1-му блоку ЮУАЭС. Отличие от 1-го блока
ЮУАЭС состоит в количестве органов регулирования - 61 шт. вмес-
то 49 шт.
Состав теплогидравлических испытании на этапах ПНР
Измерения гидравлических характеристик тракта первого контура
были выполнены на этапах циркуляционной промывки и обкатки
оборудования РУ с использованием штатных (приборы БЩУ и ИВС)
и нештатных измерительных средств.
На этапах энергопуска и освоения номинальной мощности изме-
рения гидравлических и теплогидравлических характеристик РУ с
помощью штатных средств систем контроля (СВРК, ИВС, БЩУ)
производились на этапах освоения мощности 50, 75, 100% NmM.
Гидравлические характеристики и параметры первого и второго
контуров, необходимые для определения тепловой мощности реак-
тора и сведения теплового баланса по первому и второму контурам,
измерялись на уровнях мощности 50, 75,100% NH0M с использовани-
ем штатных средств и систем контроля.
Теплогидравлические испытания шахтного объема и верхнего
блока проводились в период горячей обкатки оборудования РУ (в ча-
сти контроля и регулировки расходов воздуха) и на уровнях мощнос-
ти 50,75,100% NH0M (в части измерения температурного режима обо-
рудования шахтного объема и верхнего блока).
Испытания режима естественной циркуляции теплоносителя по
первому контуру проводились на этапе освоения мощности
0-25% NH0M.
Исследования перемешивания петлевых потоков теплоносителя в
реакторе проводились на этапе горячей обкатки и на этапе энергопуска.
Испытания режимов разогрева и расхолаживания проводились по
мере реализации их на различных этапах.
Работы с применением СПНИ
На период проведения циркпромывки и обкатки оборудования в ре-
актор устанавливались штатные ВКУ и имитаторы бесчехловых кас-
сет с расходомерными устройствами в хвостовиках, аналогичные ис-
пользованным на этапе обкатки на 1-м блоке ЮУАЭС.
На этапе обкатки оборудования (при tj = 130 °C и t( = 260-280 °C)
выполнялся основной объем гидравлических измерений, включая:
100
• перепады давления на ГЦН (по величинам перепадов давления на
ГЦН и их напорным характеристикам определялись расходы теп-
лоносителя по петлям и через реактор);
• перепады давлений на расходомерных устройствах в хвостовиках
измерительных имитаторов кассет (по перепадам давлений опре-
делялось распределение расходов теплоносителя на входе в кассе-
ты);
• перепады давления на оборудовании и участках тракта первого
контура.
Результаты измерений гидравлических характеристик первого
контура на этапе обкатки приведены в табл. 2.11.
Таблице 2.11
Наименование параметра Результат измерений Проектное значение
Расход теплоносителя по петлям, м3/ч: - при работе четырех ГЦН - при работе трех ГЦН - при работе двух ГЦН - при работе одного ГЦН 21800-22300 23000-23600 24500-24800 26400-27000 20000-27000
Расход теплоносителя через реактор при работе четырех ГЦН, м3/ч 8900012000 86000+.Х
Расход теплоносителя через кассету (при работе четырех ГЦН), м3/ч 530150 515155
Гидравлическое сопротивление (при работе четырех ГЦН), МПа (кгс/см2):
- реактора 0,324 (3,3) 0,37310,06 (3,810,6)
- парогенератора 0,127-0,137 (1.3-1,4) 0,11810,01 (1,210,1)
- напор ГЦН 0,560-0,618 (5,7-6,3) 0,549-0,637 (5,6-6,5)
101
Глава вторая
Результаты измерений теплогидравлических характеристик РУ
на этапе энергетического пуска и освоения мощности
На этапах энергетического пуска и освоения мощности при загрузке
реактора штатными кассетами теплогидравлические характеристики
реакторной установки определялись с помощью штатной системы
КИП (СВРК, ИВС, БЩУ) на различных уровнях мощности
(МКУ, 50, 75, 100% NH0M).
Основные результаты измерений теплогидравлических характе-
ристик РУ на номинальной мощности приведены в табл. 2.12.
Результаты теплогидравлических испытаний оборудования
шахтного объема и верхнего блока
Измерение расходов охлаждающего воздуха по каналам шахтного
объема и через верхний блок на этапе горячей обкатки показало, что
подача воздуха вентиляционными системами РЗ и Р5 соответствует
проектным требованиям после проведения мероприятий по чистке
отдельных каналов опорной фермы и частичного перераспределения
расходов воздуха из зоны теплоизоляции верхнего блока в зону сухой
защиты.
Измерения температур оборудования шахтного объема и верхнего
блока при работе реактора на номинальной мощности проведены для
трех режимов работы систем вентиляции:
• режим 1 — стационарная работа систем вентиляции РЗ и Р5;
• режим 2 - отключение на 6 ч вентилятора системы Р5;
• режим 3 — отключение на 4,5 ч охлаждающей воды на воздухоох-
ладители системы Р5 при работающих вентиляторах.
Основные результаты измерений приведены в табл. 2.13 и соот-
ветствуют проектным требованиям.
Проверки режимов естественной циркуляции в первом контуре про-
ведены при подключении к реактору четырех, трех и двух петель.
Уровни мощности, отводимые естественной циркуляцией теплоно-
сителя, и полученные при этом параметры соответствуют расчетным
проектным значениям.
Переход с принудительной циркуляции на естественную после
обесточивания ГЦН происходит с плавным изменением параметров.
Стабилизация параметров при переходе на ЕЦ происходит к момен-
ту окончания выбега ГЦН. РУ в режиме ЕЦ работает устойчиво.
102
Стационарные режимы работы РУ
Таблица 2.12
Наименование параметра Результат испытаний Проектное значение Примечание
Тепловая мощность реактора, измеряемая оперативными способами, МВт: - по параметрам первого контура - по параметрам второго контура -поДПЗ — поАКНП - средневзвешенная 2925 3004 2982 3020 2976 3000±60 ±60- допуск на регулирова- ние
Давление, МПа (кгс/см2): - в первом контуре - во втором контуре (в ГПК) 15,7 (160) 5,70-5,89 (58,1-60,1) 15,7±0,1 (160±1) 5,88±0,2 (60±2) ±0,1(±1)- допуск на регулирова- ние
Расход теплоносителя через реактор, м3/ч 88000 84800tX
Температура теплоносителя в петлях, °C: - на входе в реактор - на выходе из реактора 285,5-287,3 313,9-317,6 <290 <320
Средний подогрев теплоносителя на реакторе, °C 29,2 30,3
Гидравлическое сопротивление (при работе четырех ГЦН), МПа (кгс/см2): - реактора (без патрубков) - парогенератора - напор ГЦН 0,318(3,24) 0,127-0,147 (1,3-1,5) 0,549-0,618 (5,6-6,3) 0,373±0,06 (3,8±0,6) 0,127±0,01 (1,3±0,1) 0,549-0,637 (5,6-6,5)
103
Глава вторая
Таблица 2.13
Наименование параметра Результат испытаний Проектное значение Примечание
Подача охлаждающего воздуха, м3/ч: — под днище шахты — на «сухую» защиту — на бетонную консоль — на охлаждение электроразведок и теплоизоляции верхнего блока - на охлаждение верхнего блока (в выходных коробах) 19000 25000 8000 11000 28000 20000 20000 8000 10000 27700
Температура воздуха в ГО, °C 35 <60
Температура охлаждающего воздуха на входе в шахтный объем, °C: — в режиме 1 - в режиме 2 — в режиме 3 18,8 35,8 15-45
Температура оборудования шахтного объема, °C: — бетон консоли — строительный бетон шахты реактора — опорная ферма 66,0—74,4*1 47,7—48,0*1 121,2—132,9** 85 85 <300 *1 Указан интервал температур в режимах 1,2,3
Температура наружной поверхности корпуса реактора в зоне патрубков, °C 316,8 320
Температура охлаждающего воздуха на выходе из верхнего блока, °C 105,9-111,4*1 120
104
Стационарные режимы работы РУ
Таблица 2.14. Результаты испытаний ЕЦ
Наименование параметра Результат испытаний Проектное значение Примечание
Значение тепловой мощности, отводимой от реактора в режиме ЕЦ, % Nm„ - по четырем петлям 10,5 10 Неработаю- щие петли отключены от реактора
- по трем петлям 7,0 7,5 ГЗЗ, ПГ подключены
— по двум петлям 5,1 5,0 по пару к ГПК
Параметры в режиме ЕЦ по четырем петлям: — давление в первом контуре, МПа (кгс/см2) 15,7(160) 15,7(160)
- давление во втором контуре, МПа (кгс/см2) 4,7 (48) (60)
— подогрев теплоносителя в реакторе, °C 50 55
Температура теплоносителя, °C: - на выходе из реактора 313,5 320
- максимальная на выходе из кассет 321,6 334
Основные параметры в режиме ЕЦ на четырех петлях приведены
в табл. 2.14.
Результаты проверки режимов планового разогрева и расхолажива-
ния РУ, проведенных многократно на этапах горячей обкатки, энер-
гопуска и освоения мощности, в целом подтвердили возможность ра-
зогрева до номинальных параметров и расхолаживания до холодного
состояния оборудования РУ в соответствии с проектным технологи-
ческим регламентом. Изменения параметров, скорости изменения и
разверки температур оборудования РУ не превышали проектных ог-
раничений при соблюдении проектной технологии проведения ре-
жимов (скорость разогрева не более 20 °С/ч, скорость расхолажива-
ния не более 30 °С/ч).
105
Глава вторая
Предусмотренные программой испытания режимов расхолажива-
ния на ЕЦ со скоростью <15 °С/ч и ускоренного расхолаживания
<60 °С/ч на 1-м блоке Калининской АЭС не проводились по согласо-
ванию с Главным конструктором РУ ввиду отсутствия на РУ нештат-
ной системы термо- и тензометрирования.
По результатам исследования перемешивания петлевых потоков теп-
лоносителя в реакторе получены коэффициенты перемешивания,
которые характеризуют интенсивность массообмена между соседни-
ми петлевыми потоками, выраженную в долях от расхода теплоноси-
теля в петле. На 1-м блоке Калининской АЭС усредненный коэффи-
циент перемешивания между петлевыми потоками соседних петель
получен равным 0,14±0,02.
Заключение
Полученные при испытаниях на 1-м блоке Калининской АЭС факти-
ческие теплогидравлические характеристики реакторной установки
(первого контура при различном количестве работающих ГЦН и в ре-
жиме ЕЦ, оборудования шахтного объема и верхнего блока) в целом
соответствуют проектным данным, указанным в технических услови-
ях и проектной документации на оборудование реакторной установ-
ки, и близки к аналогичным характеристикам, полученным на 1-м
блоке ЮУАЭС.
Результаты проведенных испытаний подтвердили возможность
эксплуатации реакторной установки 1-го блока Калининской АЭС
на проектной мощности 3000 МВт. Определены и подтверждены до-
пустимые уровни мощности при работе на частичном количестве ра-
ботающих ГЦН (67% NI)OM при трех ГЦН; 50% N4QM при двух проти-
воположных ГЦН; 40% N при двух смежных ГЦН).
На основе результатов фактических измерений установлены допу-
стимые значения основных параметров в Таблице допустимых режи-
мов эксплуатации 1-го блока Калининской АЭС.
2.6.7
Ввод в эксплуатацию РУ ВВЭР-1000 (В-320) «большой» серии АЭС
Реакторные установки с ВВЭР-1000 (В-320) «большой» серии были
введены в эксплуатацию на блоках 1—6 Запорожской АЭС,
106
Стационарные режимы работы РУ
блоках 1-4 Балаковской АЭС, 1 -м блоке Хмельницкой АЭС, 3-м бло-
ке Ровенской АЭС, 3-м блоке Южно-Украинской АЭС, 1-м блоке
Ростовской АЭС, блоках 5-6 АЭС «Козлодуй», блоках 1-2 АЭС «Те-
мелин».
Измерения теплогидравлических характеристик РУ В-320 на каж-
дом из указанных выше «серийных» блоков АЭС в период пусковых
испытаний проводились в полном объеме, как на головном 1-м бло-
ке Запорожской АЭС. Целью этих испытаний было подтверждение
соответствия фактических теплогидравлических характеристик про-
ектным требованиям. На каждом из указанных блоков были проведе-
ны следующие измерения и испытания:
• измерения тепловых и гидравлических характеристик первого
контура;
• снятие теплового баланса по первому и второму контурам;
• испытания планового разогрева и расхолаживания реакторной ус-
тановки;
• теплогидравлические испытания оборудования шахтного объема
и верхнего блока.
Теплогидравлические измерения предусматривались только в
объеме штатной системы КИП; установка СПНИ и гидравлические
измерения с ее помощью на серийных блоках, кроме 1-го блока Запо-
рожской АЭС и 1-го блока Ростовской АЭС, не предусматривались.
На основе актов по результатам измерений теплогидравлических
характеристик первого контура и снятия теплового баланса по пара-
метрам первого и второго контуров в период пусковых испытаний в
табл. 2.15 приведены основные теплогидравлические характеристики
первого контура серийных блоков с РУ В-320.
Как следует из данных табл. 2.15, теплогидравлические характери-
стики серийных блоков с РУ В-320 имеют определенный разброе, ко-
торый обусловлен возможными отличиями характеристик оборудо-
вания (ГЦН, ПГ и др.), различием настроек регуляторов.
В процессе эксплуатации теплогидравлические характеристики
РУ могут также несколько изменяться при заменах, например, ГЦН
или ПГ. При заменах оборудования РУ проводятся контрольные за-
меры теплогидравлических параметров.
В целом теплогидравлические характеристики РУ В-320 «боль-
шой» серии при работе на номинальном уровне мощности с учетом
погрешности их измерений находятся в пределах проектных допус-
ков (табл. 2.15).
107
Таблица 2.15. Основные теплогидравлические параметры первого контура
серийных блоков АЭС с РУ В-320
Параметр Запорожская АЭС Балаковская АЭС
Блок 1 Блок 2 Блок 3 Блок 4 Блок 5 Блок 6 Блок 1 Блок 2
Тепловая мощность реактора (средне- взвешенная), МВт 2981 3044 2999 3014 2914 3000 3049 2942
Давление в первом контуре, МПа (кгс/см2) 15,7 (160) 15,8 (161) 15,6 (159) 15,9 (162) 15,6 (159) 15,7 (160) 15,9 (162) 15,8 (161)
Расход теплоносителя через реактор, м3/ч 84000 84600 87600 85250 82850 85480 87400 87600
Средняя температура теплоносителя на входе в реактор, °C 287,0 286,2 287,6 286,0 287,7 287,7 283,2 286,2
Средний подогрев теплоносителя в реакторе, °C 30,3 30,7 29,4 30,2 30,1 30,0 29,8 29,0
Перепад давления на реакторе, МПа (кгс/см2) 0,369 (3,76) 0,375 (3,82) 0,339 (3,46) 0,333 (3,40) 0,347 (3,54) 0,369 (3,76) 0,382 (3,90) 0,394 (4,02)
Средний напор ГЦН, МПа (кгс/см2) 0,598 (6,10) 0,580 (5,92) 0,575 (5,86) 0,588 (6,00) 0,627 (6,39) 0,593 (6,05) 0,602 (6,14) 0,598 (6,10)
Таблица 2.15 (окончание)
Параметр Балаковская АЭС ХмАЭС РовАЭС ЮУАЭС Рост АЭС Погрешность измерения параметра Проектное значение параметра
Блок 3 Блок 4 Блок 1 БлокЗ Блок 3 Блок 1
Тепловая мощность реактора (средне- взвешенная), МВт 2998 2950 3002 3015 2990 3000 ±60 3000+120
Давление в первом контуре, МПа (кгс/см2) 15,7 (160) 15,8 (161) 15,7 (160) 15,7 (160) 15,7 (160) 15,7 (160) ±0,1 (±1) 15,7±О,3 (160±3)
Расход теплоносителя через реактор, м3/ч 86300 87100 86900 86400 84800 88100 ±2000 84800t!ga
Средняя температура теплоносителя на входе в реактор, °C 286,2 286,5 287,8 258,4 285,5 287,2 ±1,5 <290
Средний подогрев теплоносителя в реакторе, °C 29,8 29,0 29,5 30,0 30,8 29,2 ±1,0 30,3±3
Перепад давления на реакторе, МПа (кгс/см2) 0,395 (4,03) 0,396 (4,04) 0,393 (4,01) 0,390 (3,98) 0,387 (3,95) 0,374 (3,81) ±0,01 (±0,10) 0,373±0,06 (3,8±0,6) _
Средний напор ГЦН, МПа (кгс/см2) 0,589 (6,01) 0,588 (6,00) 0,569 (5,80) 0,588 (6,0) 0,618 (6,3) 0,588 (6,0) ±0,015 (±0,15) О,598±О,О5 (6,1±0,5)
Стационарные режимы работы РУ
Глава вторая
Теплогидравлические характеристики оборудования шахтного
объема и верхнего блока на серийных РУ В-320, так же как на голо-
вном 1-м блоке Запорожской АЭС, соответствуют проектным требо-
ваниям.
В процессе эксплуатации блоков проводится постоянный кон-
троль соответствия текущих параметров РУ требованиям Таблицы
допустимых режимов эксплуатации.
Запорожская АЭС, 1-й блок (головной)
Разработка документации для ввода блока в эксплуатацию
В составе проектной документации для ввода блока в эксплуатацию
был разработан комплекс пусконаладочной документации (програм-
мы и методики испытаний, проекты СИНИ), в том числе «Програм-
ма и методика теплогидравлических испытаний, 320.00.00.00.000
ПМ1», которая распространялась на все реакторные установки В-320
«большой» серии. На головных блоках с РУ В-320 по программе пре-
дусматривалось проведение теплогидравлических испытаний в пол-
ном объеме:
1) измерения гидравлических характеристик первого контура и
теплогидравлических характеристик РУ на этапах циркпромывки и
обкатки оборудования, на этапах энергопуска и освоения мощности;
2) снятие теплового баланса по параметрам первого и второго
контуров на этапах освоения мощности;
3) испытания режимов планового разогрева и расхолаживания РУ
при реализации этих режимов на этапах ПНР и пусковых испытани-
ях;
4) испытания режима естественной циркуляции теплоносителя в
первом контуре на этапе энергопуска;
5) теплогидравлические испытания оборудования шахтного объе-
ма и верхнего блока;
6) исследование перемешивания петлевых потоков теплоносителя
в реакторе на этапе энергопуска;
7) испытания режима ремонтного расхолаживания со сниженным
уровнем в реакторе.
Для последующих серийных блоков с РУ В-320 по программе ис-
ключались испытания режимов естественной циркуляции теплоноси-
теля в первом контуре, исследования перемешивания петлевых пото-
ков теплоносителя в реакторе и исследования режима ремонтного
110
Стационарные режимы работы РУ
расхолаживания, учитывая, что эти вопросы в достаточном объеме
изучены на РУ «малой» серии и на головных блоках «большой» серии.
На 1-м блоке Запорожской АЭС измерения гидравлических и теп-
ловых характеристик на этапе циркпромывки и обкатки оборудова-
ния проводились с помощью СПНИ и штатного КИП, на этапах
энергопуска и освоения мощности с помощью штатных систем КИП
СВРК, УВС, БЩУ.
На период проведения циркпромывки и обкатки оборудования в
реактор устанавливались штатные ВКУ и имитационная активная зо-
на. В хвостовиках имитаторов кассет были установлены расходомер-
ные устройства, аналогичные использованным в реакторах «малой»
серии. Для измерений перепадов давлений на участках гидравличе-
ского тракта первого контура использовалась в составе СПНИ па-
нель гидравлических измерений.
Основные результаты ПНР и пусковых испытаний
Гидравлические и тепловые характеристики первого контура, полу-
ченные на этапе обкатки оборудования и на этапах освоения мощно-
сти, хорошо согласуются между собой. Теплогидравлические харак-
теристики РУ на номинальной мощности, а также результаты по оп-
ределению тепловой мощности реактора по параметрам первого и
второго контуров приведены в табл. 2.16.
На основе представленных в табл. 2.16 результатов измерений и
информации, содержащейся в актах испытаний, можно отметить
следующие наиболее важные выводы:
• фактические теплогидравлические характеристики РУ 1-го блока
Запорожской АЭС на номинальной мощности соответствуют про-
ектным требованиям;
• контроль тепловой мощности реактора предусмотренными в про-
екте различными оперативными способами обеспечивается с про-
ектной точностью (±2%);
• установлено, что определение расхода теплоносителя в петлях по
измеренным перепадам давления на ГЦН и их паспортным на-
порным характеристикам привадит к завышению значений рас-
ходов и соответственно значений мощности по параметрам пер-
вого контура на 4-5%. Это завышение обусловлено тем, что в ус-
ловиях РУ замер напора ГЦН осуществляется на большем удале-
нии от ГЦН и, следовательно, измеряется заниженное значение
напора по сравнению с условиями замера на заводском стенде, где
111
Глава вторая
Таблица 2.16
Наименование параметра Результат испытаний Проектное значение Примечание
Тепловая мощность реактора, определяемая оперативными способами, МВт: - по параметрам первого контура - по параметрам второго контура (ПГ) - по параметрам второго контура (ПВД) - поДПЗ - средневзвешенное значение зозо') 2918 2965 3094 2981 3000160 ') С учетом введения поправки к напору ГЦН при опреде- лении рас- ходов тепло- носителя в петлях
Давление, МПа (кгс/см2): - в первом контуре - во втором контуре (ПГ) 15,710,1 (16011) 5,72-5,77 (58,3-58,8) 15,710,1 (16011) 6,2810,1 (6411)
Расход теплоносителя через петлю при работе четырех ГЦН, м3/ч 21000±1000» 21200*Ж
Расход теплоносителя через реактор при работе четырех ГЦН, м3/ч 8400012000') 84800tX
Температура теплоносителя, °C: - на входе в реактор — на выходе из реактора 282,1-284,5 312,7-314,5 <290 <320
Подогрев теплоносителя в петлях, °C 29,1-30,6 3013
Подогрев теплоносителя в кассете, максимальный, °C 36,02) <44 2) По пока- заниям СВРК с учетом «пэльного» эффекта
Температура теплоносителя на выходе из кассеты, максимальная, °C 319,32) 334
112
Стационарные режимы работы РУ
Таблица 2.16 (окончание)
Наименование параметра Результат испытаний Проектное значение Примечание
Гидравлическое сопротивление при работе четырех ГЦН, МПа (кгс/см2):
- реактора (без патрубков) 0,366-0,373 (3,73-3,80) 0,373±0,06 (3,8±0,6)
- парогенератора 0,137±0,01 (1,4±0,1) 0,118±0,02 (1,2±0,2)
- первого контура в целом (напор ГЦН) 0,579-0,618 (5,9-6,3) 0,613±0,06 (6,25±0,6)
снимались паспортные характеристики насосов. На основе оцен-
ки влияния отличий точек отборов давления на всасе и напоре
ГЦН в условиях стенда и в условиях РУ была определена величи-
на поправки к измеряемому на блоке напору ГЦН в сторону повы-
шения его на 0,04 МПа (0,4 кгс/см2). С учетом введения поправки
на напор ГЦН обеспечивалось соответствие тепловых мощностей
реактора по параметрам первого и второго контуров с требуемой
точностью. Величину поправки к напору ГЦН 0,04 МПа
(0,4 кгс/см2) рекомендовано учитывать на других серийных бло-
ках с РУ В-320;
• по результатам замеров температур на выходе из кассет, так же как
на реакторах «малой» серии, отмечено занижение средней темпе-
ратуры на выходе из активной зоны по сравнению с температурой
теплоносителя в горячих нитках петель. Занижение температур на
выходе из кассет обусловлено влиянием «пэльного» эффекта —
попаданием на датчики термоконтроля, установленные в головках
кассет, недогретого теплоносителя из направляющих каналов кас-
сеты. С учетом влияния «пэльного» эффекта на основе результа-
тов фактических замеров СВРК были установлены допустимые
значения подогревов на кассетах и допустимые значения темпера-
тур на выходе из кассет в Таблице допустимых режимов эксплуа-
тации;
• тепловые потери с оборудования РУ в окружающую среду при
проектном состоянии теплоизоляции составили (1,4±0,6) МВт,
что соответствует проектным данным.
113
Глава вторая
Были проверены проектные режимы разогрева РУ и расхолажива-
ния РУ в паровом режиме (через БРУ-К, технологический конденса-
тор) и в водяном режиме (через систему планового и аварийного рас-
холаживания), а также режим расхолаживания с РЩУ.
В целом результаты проведенных испытаний подтвердили воз-
можность разогрева и расхолаживания РУ по проектным технологи-
ческим регламентам, предусмотренным в инструкции по эксплуата-
ции РУ. Скорости изменения и распределения температур по обору-
дованию РУ не превышали проектных ограничений при соблюдении
проектных технологических регламентов. В отдельных случаях,
вследствие несоблюдения проектных технологических регламентов,
распределения температур по некоторым узлам оборудования РУ вы-
ходили за проектные ограничения. Поэтому в процессе эксплуатации
необходимо строго соблюдать требования инструкций по эксплуата-
ции, а возникающие нарушения проектных ограничений учитывать в
выработке проектного ресурса оборудования.
Режим ремонтного расхолаживания со сниженным уровнем теплоно-
сителя в реакторе до отметки оси входных патрубков апробирован на
этапе освоения мощности 75% NH0M. В данном режиме всасывающая
линия контура расхолаживания подсоединена к входным патрубкам
реактора, а нагнетательная линия — к выходным патрубкам реактора.
Испытания показали, что из-за возникновения кавитации теплоно-
сителя в ограничительной вставке на всасывающей линии подача на-
соса контура расхолаживания ограничена величиной 360—380 м3/ч
против проектной величины 750 м3/ч. При фактически реализуемом
расходе в контуре расхолаживания и предельных температурах тепло-
носителя на входе в реактор (40 °C) и на выходе из реактора (60 °C)
режим ремонтного расхолаживания может использоваться для отво-
да остаточных тепловыделений не ранее чем через 48 ч после остано-
ва реактора.
Основные результаты теплогидравлических испытаний оборудова-
ния шахтного объема и верхнего блока приведены в табл. 2.17.
Расходы воздуха по каналам охлаждения шахтного объема при ра-
боте одного вентилятора системы TL05 соответствуют проектным
требованиям. Проектный расход охлаждающего воздуха через приво-
ды СУЗ (400+50 м3/ч на каждый привод) обеспечивается при работе
двух вентиляторов системы TL03.
Температурный режим оборудования шахтного объема и верхнего
блока по результатам замеров штатным КИП соответствует проект-
ным требованиям.
114
Стационарные режимы работы РУ
Таблица 2-17
Наименование параметра Результат измерений Проектное значение
Расход охлаждающего воздуха, м3/ч:
- под днишс шахты 20350 20000
- на сухую защиту 10350 10000
— на бетонную консоль 8300 8000
- через кожух привода СУЗ 382-504 450+50
Температура воздуха, °C: - на входе в шахтный объем 14-24 15-45
- на входе в верхний блок 45 <60
- на выходе из верхнего блока 83 <115
Температура элементов шахтного объема и верхнего блока, °C:
- бетон консоли 22-31 <80
- строительный бетон шахты реактора 16-23 <80
- опорная ферма 15-25 <300
- серпентинитовый бетон <сухой» зашиты 15-24 <300
- штепсельные разъемы ТК 48 <100
- штепсельные разъемы КНИ 45 <85
Проверки режима естественной циркуляции теплоносителя в пер-
вом контуре были проведены при одновременном отключении четы-
рех ГЦН. Стабилизация режима ЕЦ наступила через 15 мин после от-
ключения ГЦН. Были испытаны переходные режимы с отключением
трех работающих ГЦН (на одной петле обратный ток) с отбором па-
ра от всех ПГ и с отключенным по пару одним из ПГ. При отборе па-
ра от всех ПГ переход на естественную циркуляцию теплоносителя
происходит во всех петлях. В петле с отключенным по пару ПГ про-
исходят прогрев петли и повышение давления в отсеченном по пару
ПГ без развития ЕЦ в этой петле.
115
Глава вторая
Заключение
Полученные по результатам ПНР и пусковых испытаний фактичес-
кие теплогидравлические характеристики РУ В-320 1 -го блока Запо-
рожской АЭС в целом соответствуют проектным данным и подтвер-
дили возможность эксплуатации РУ на проектной мощности. На ос-
нове результатов испытаний откорректированы допустимые пределы
на отдельные теплогидравлические параметры в эксплуатационной
документации с целью приведения их в соответствие с фактическими
результатами измерений.
АЭС «Козлодуй», 5-й блок
На 5-м блоке АЭС «Козлодуй» с РУ В-320 объем ПНР и пусковых ис-
пытаний предусматривался, как для головного блока.
На этапе циркуляционной промывки и обкатки оборудования РУ
в составе имитационной зоны использовались измерительные ими-
таторы кассет с расходомерными устройствами в хвостовиках имита-
торов для контроля расходов теплоносителя по сечению активной зо-
ны и измерительные имитаторы с отборами давлений для контроля
перепада давления на активной зоне. В составе СПНИ предусматри-
вались также замеры полной цепочки перепадов давления по участ-
кам гидравлического тракта первого контура.
На этапах энергопуска и освоения мощности измерения теплоги-
дравлических характеристик РУ проводились с помощью штатной
системы КИП (СВРК, УВС, БЩУ). Объем и результаты теплогидрав-
лических испытаний на 5-м блоке АЭС «Козлодуй» аналогичны теп-
логидравлическим испытаниям на головном 1-м блоке Запорожской
АЭС и соответствуют проектным требованиям.
Основные теплогидравлические параметры РУ 5-го блока АЭС
«Козлодуй» по результатам измерений на этапе освоения номиналь-
ной мощности приведены в табл. 2.18.
116
Стационарные режимы работы РУ
Таблица 2.18. Основные теплогидравлические параметры РУ
5-го блока АЭС «Козлодуй»
Наименование параметра Результат измерений Допустимое значение
Тепловая мощность реактора (средневзвешенное значение), МВт 2981 3000+60
Давление в первом контуре (абсолютное), МПа (кгс/см2) 15,7 (160,0) 15,710,2 (160,012)
Давление во втором контуре (абсолютное, на выходе парового коллектора ПГ), МПа (кгс/см2) 6,22 (63,4) 6,28±0,1 (6411)
Расход теплоносителя через реактор, м3/ч 85600 84800+_Ж
Температура теплоносителя на входе в реактор, °C 287,7 <288
Подогрев теплоносителя в реакторе, °C 29,8 30±3
Гидравлическое сопротивление реактора, МПа (кгс/см2) 0,387 (3,95) 0,37310,06 (3,810,6)
Напор ГЦН, МПа (кгс/см2) 0,598 (6,10) 0,59810,05 (6,110,5)
АЭС «Козлодуй», 6-й блок
На 6-м блоке АЭС «Козлодуй» объем ПНР и пусковых испытаний
предусматривался, как для серийного блока с РУ В-320. При этом не
предусматривались СПНИ на этапе циркуляционной промывки и
обкатки оборудования РУ. Измерения тепловых и гидравлических ха-
рактеристик РУ на этапах обкатки, энергопуска и освоения мощнос-
ти проводились с помощью штатной системы КИП (СВРК, УВС,
БЩУ).
Объем и результаты теплогидравлических испытаний на 6-м бло-
ке АЭС «Козлодуй» аналогичны теплогидравлическим испытаниям
на РУ «большой» серии.
Основные теплогидравлические параметры РУ 6-го блока АЭС
«Козлодуй» по результатам измерений на этапе освоения номиналь-
ной мощности приведены в табл. 2.19.
117
Глава вторая
Таблица 2.19. Основные теплогидравлические параметры РУ
6-го блока АЭС «Козлодуй»
Наименование параметра Результат измерений Допустимое значение
Тепловая мощность реактора (средневзвешенное значение), МВт 3005 3000+60
Давление в первом контуре (абсолютное), МПа (кгс/см2) 15,74 (160,4) 15,7±0,2 (160,012)
Давление во втором контуре (абсолютное, на выходе парового коллектора ПГ), МПа (кгс/см2) 6,09 (62,1) 6,28 ±0,1 (64±1)
Расход теплоносителя через реактор, м3/ч 84750 84800t«g&
Температура теплоносителя на входе в реактор,°C 287,1 <288
Подогрев теплоносителя в реакторе, °C 30,3 30±3
Гидравлическое сопротивление реактора, МПа (кгс/см2) 0,382 (3,90) 0,37310,06 (3,810,6)
Напор ГЦН, МПа (кгс/см2) 0,603 (6,15) 0,59810,05 (6,1 ±0,5)
2.7
КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ
ОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ КАССЕТ РЕАКТОРОВ ТИПА ВВЭР-440
2.7.1
Опыт эксплуатации активной зоны реакторов
Первым реактором, пущенным в эксплуатацию из серии В-230, был
1-й блок Кольской АЭС, который вышел на номинальную мощность
в 1973 г.
118
Стационарные режимы работы РУ
До 1982 г. были введены в эксплуатацию два блока АЭС «Норд»,
2-й блок Кольской АЭС и четыре блока АЭС «Козлодуй».
Отличительной особенностью этой серии был более высокий рас-
ход теплоносителя через реактор, который был минимальным на
блоках Кольской АЭС, равным 43000 м3/ч и доходил до 46000 м3/ч на
остальных блоках этой серии.
В период эксплуатации 2-го блока АЭС «Норд» и 1-го блока АЭС
«Козлодуй» анализ температур теплоносителя на выходе из рабочих
кассет показал аномалию температурного поля из-за расцепления
кассет АРК с надставкой.
Впоследствии, после разборки реактора, были обнаружены раз-
рывы чехлов кассет АРК, причиной чему были переход с толщины
чехла 2,0 на 1,5 мм и повышенные расходы через кассеты АРК (более
130 м3/ч).
В дальнейшем на всех блоках серии В-230, для уменьшения расхо-
да теплоносителя через кассеты АРК, был завальцован один ряд
входных отверстий демпферных труб, что позволило снизить расход
теплоносителя через кассеты АРК до 120 м3/ч.
Для продления срока службы корпуса реактора, с целью уменьше-
ния потока нейтронов на корпус, периферийные рабочие кассеты
были заменены на кассеты-экраны, не содержащие тепловыделяю-
щих элементов.
Установка 36 кассет-экранов, имеющих большое гидравлическое
сопротивление, привела к снижению общего расхода теплоносителя
через реактор на величину -2000 м3/ч и увеличению расхода теплоно-
сителя через ТВС на величину -10—12 м3/ч.
В период эксплуатации этих блоков был осуществлен переход на
комплектацию активных зон реакторов рабочими кассетами с разме-
ром чехла «под ключ» 143,0 мм, что привело к увеличению протечек
теплоносителя мимо твэлов активной зоны до 11%.
Увеличение протечек теплоносителя привело к ухудшению техни-
ческих характеристик эксплуатируемых блоков (увеличились подо-
гревы теплоносителя в рабочих кассетах), а также появились сложно-
сти при выборе топливных загрузок из-за ограничений по допусти-
мой температуре на выходе из рабочих кассет и допустимому подо-
греву теплоносителя в них.
Для уменьшения протечек теплоносителя мимо твэлов активной
зоны осуществляется переход на комплектацию активных зон реак-
торов рабочими кассетами с размером чехла «под ключ» 145,0 мм.
На некоторых эксплуатируемых блоках (2-й блок АЭС «Козлодуй»
119
Глава вторая
и 2-й блок Кольской АЭС) из-за технологических ошибок эксплуата-
ционного персонала был осуществлен заброс смол из фильтров СВО
в теплоноситель первого контура, в результате чего они покрыли по-
верхность твэлов (в основном на первых двух дистанционирующих
решетках), что явилось причиной увеличения коэффициента гидрав-
лического сопротивления кассет, а соответственно, уменьшения рас-
хода теплоносителя через них и повышения температуры оболочек
твэлов. Вследствие увеличения термического сопротивления оболо-
чек твэлов также ухудшился температурный режим работы твэлов.
Послереакторные исследования таких кассет показали наличие
разрушения оболочки под отложениями органических соединений и
материалов коррозии на ее поверхности.
2.7.2
Опыт эксплуатации активной зоны реакторов В-213
Начиная с 1976 г. с вводом в эксплуатацию 1-го блока Армянской
АЭС (В-270, прототип В-213) до настоящего времени введены в экс-
плуатацию следующие энергоблоки с реактором В-213:
• 1-й, 2-й блоки Армянской АЭС;
• 1-й, 2-й блоки Ровенской АЭС;
• 1-й, 2-й блоки Финской АЭС;
• 3-й, 4-й блоки Кольской АЭС;
• 1-й, 2-й, 3-й, 4-й блоки АЭС «Дукованы»;
• 3-й, 4-й блоки АЭС «Богунице В-2»;
• 1-й, 2-й блоки АЭС «Моховце».
Реакторы данной серии имеют более низкий расход теплоносите-
ля через реактор - от 39400 м3/ч (2-й блок АЭС «Пакш») до 42500 м3/ч
(3-й, 4-й блоки АЭС «Богунице В-2»).
Расходы теплоносителя через рабочие кассеты находятся в интер-
вале от 100 м3/ч (2-й блок АЭС «Пакш») до 112 м3/ч (3-й, 4-й блоки
АЭС «Богунице В-2»), а расходы теплоносителя через кассеты АРК
не превышают величины 122 м3/ч.
Коэффициент протечек теплоносителя мимо твэлов активной зо-
ны составлял ~7% от общего расхода теплоносителя через реактор
(комплектация активных зон реакторов рабочими кассетами с разме-
120
Стационарные режимы работы РУ
ром чехла «под ключ» 144 мм) и возрос до 11% при переходе на ком-
плектацию активных зон реакторов рабочими кассетами с размером
чехла «под ключ» 143 мм. Для уменьшения коэффициента протечек
теплоносителя осуществляется переход на комплектацию активных
зон реакторов рабочими кассетами с размером чехла «под ключ»
145 мм, что позволит снизить коэффициент протечек теплоносителя
до ~3% от общего расхода теплоносителя через реактор.
Анализ поля температур теплоносителя на выходе из рабочих кас-
сет указал на увеличение подогрева теплоносителя в рабочих кассетах
(2-й блок АЭС «Пакш»), вызванного уменьшением расхода теплоно-
сителя через рабочие кассеты, причиной чего явилось увеличение ги-
дравлического сопротивления кассет.
Как показал осмотр этих кассет, гидравлическое сопротивление
кассет возросло из-за наличия загрязнения поверхности твэлов про-
дуктами коррозии.
В дальнейшем были выполнены работы по отмывке продуктов
коррозии.
2.7.3
Усовершенствование конструкции кассет
с целью повышения экономической эффективности,
повышения надежности и безопасной эксплуатации кассет
Для повышения технико-экономических показателей энергоблоков
и безопасной эксплуатации активной зоны проводятся постоянный
поиск улучшения конструкции кассет и модернизация топливных
циклов.
Улучшение конструкции кассет осуществляется с целью улучше-
ния их прочностных характеристик, позволяющих увеличить про-
должительность их эксплуатации.
Переход на ТВС с профилированным обогащением по сечению
ТВС, на модернизированный соединительный узел кассеты АРК с
надставкой, на уран-гадолиниевое топливо позволяет увеличить глу-
бину выгорания топлива, длительность кампании, а также энергона-
пряженность активной зоны, что, в свою очередь, позволит в даль-
нейшем увеличить мощность энергоблоков.
121
Теплогидравлический анализ \
нестационарных режимов работы РУ ВВЭР \
'•йй? I—»й _]
И
ICJ
gV 11
Лгп
жекййа____________________________________________
3.1
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Общие требования к анализу нестационарных режимов в обоснова-
ние безопасности атомных станций и их реакторных установок изло-
жены в российских нормативных документах ОПБ-88/97 и ПБЯ РУ
АС-89. Детальные требования к анализу таких режимов примени-
тельно к ВВЭР, в том числе к документированию анализа, изложены
в нормативном документе ПНАЭ Г-01-036-95, введенном в действие
с 01.08.1995. Ниже в основном рассматриваются требования этих до-
кументов, касающиеся анализов нестационарных режимов, так как в
основном именно в результате этих анализов подтверждается безо-
пасность реакторной установки.
Нормативный документ верхнего уровня ОПБ-88/97 устанавлива-
ет, что система технических и организационных мер по обеспечению
безопасности должна быть представлена в отчете по обоснованию бе-
зопасности атомной станции (ООБ АС). Разработка ООБ АС обеспе-
чивается эксплуатирующей организацией с участием разработчиков
атомной станции и реакторной установки. Не допускаются какие-ли-
бо расхождения между информацией, содержащейся в ООБ АС, и
информацией в проекте АС, равно как и между проектом АС и фак-
тическим состоянием станции. Соответствие ООБ АС реальному со-
стоянию станции поддерживается эксплуатирующей организацией в
течение всего периода эксплуатации АС.
В составе проектных материалов по анализу и обоснованию безо-
пасности АС должны быть представлены вероятностные анализы бе-
зопасности. При этом ОПБ 88/97 ориентирует разработчика АС, что-
бы оцененное значение вероятности предельного аварийного выбро-
са не превышало 10~7 на реактор в год. Считается, что такой показа-
тель исключает необходимость эвакуации населения за пределами
122
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
зоны планирования защитных мероприятий. Значение предельного
аварийного выброса устанавливается в нормативных требованиях к
размещению АС.
После завершения всех предпусковых наладочных работ на блоке
должен быть выпущен окончательный ООБ АС, наличие которого
является необходимым условием для выдачи лицензии на эксплуата-
цию энергоблока. При этом предусмотрено наличие двух редакций
окончательного ООБ АС: предварительная редакция (до первого за-
воза ядерного топлива на площадку) и окончательная редакция (по-
сле завершения опытно-промышленной эксплуатации). Таким обра-
зом, обновление анализов нестационарных режимов в обоснование
безопасности АС и реакторной установки требуется на всех стадиях
проектирования и ввода АС в эксплуатацию
Документ ПБЯ РУ АС-89 требует наличия двух отдельных доку-
ментов по обоснованию безопасности станции: ТОБ АС («Техничес-
кое обоснование безопасности атомной станции») и ТОБ РУ («Тех-
ническое обоснование безопасности реакторной установки»). К мо-
менту выпуска ПБЯ РУ АС-89 относительно формата и содержания
этих документов действовали соответствующие требования Госатом-
надзора (документы ПНАЭ Г-1-001-85 и ПНАЭ Г-1-004-87). В этом
отношении ПБЯ РУ АС-89 в определенной мере не соответствует
ОПБ-88/97, где наличие отдельного документа по обоснованию безо-
пасности РУ не предусмотрено. В новой редакции ПБЯ это несоот-
ветствие подлежит устранению.
В соответствии со своей областью действия (реакторная установ-
ка), ПБЯ РУ АС-89 устанавливает, что основным документом по
обоснованию ядерной безопасности реакторной установки является
ТОБ РУ, входящий в технический проект реакторной установки.
ТОБ РУ, структура и содержание которого должны соответствовать
требованиям [5], разрабатывается Главным конструктором РУ и со-
гласовывается с Генеральным проектировщиком АС и Научным ру-
ководителем.
Обоснование безопасности должно содержать рассмотрение воз-
можных отказов систем, важных для безопасности, и оценку их по-
следствий. В ТОБ РУ должны быть приведены перечень исходных со-
бытий, анализ нарушений нормальной эксплуатации, проектных и
запроектных аварий, а также классификация проектных и запроект-
ных аварий по вероятности возникновения и по тяжести последст-
вий. В числе запроектных аварий необходимо рассмотреть сценарии
с тяжелым повреждением или расплавлением активной зоны. При
123
Глава третья
этом необходимо стремиться к тому, чтобы частота тяжелого повреж-
дения или расплавления активной зоны не превышала 10-5 на реак-
тор в год.
В ТОБ РУ должны быть указаны пределы и условия безопасной
эксплуатации. Должны быть также установлены проектные пределы
для проектных аварий и показано, что эти пределы не превышаются
с учетом действия систем безопасности. Должно быть показано, что
для наиболее серьезных проектных аварий не превышается макси-
мальный проектный предел повреждения твэлов. Проектные преде-
лы повреждения твэлов для других проектных аварий должны иметь
значения, меньшие максимального проектного предела повреждения
твэлов.
В новых проектах реакторных установок ВВЭР выпуск отдельно-
го ТОБ РУ как проектного документа не предусмотрен, а результаты
анализов нестационарных режимов в обоснование безопасности не-
посредственно используются в соответствующих главах отчета по
обоснованию безопасности атомной станции. Детальные требования
Госатомнадзора России к форме и содержанию отчета по обоснова-
нию безопасности атомных станций (ООБ АС) с реакторами типа
ВВЭР приведены в документе ПНАЭ Г-01-036-95. Следует отметить,
что Госатомнадзор разрешает применять требования ПНАЭ
Г-01-036-95 и для АС других типов с учетом их специфики. ООБ АС
представляется в комплекте документов, обосновывающих заявку на
получение лицензии на строительство или эксплуатацию АС. При
этом для каждого энергоблока многоблочной АС должен представ-
ляться отдельный ООБ.
На основе ООБ АС Госатомнадзор оценивает достаточность обос-
нований размещения, строительства, ввода в эксплуатацию, эксплу-
атации и снятия с эксплуатации с точки зрения безопасности стан-
ции, как она определена в ОПБ-88/97. Все изменения начального
проекта станции после первого представления ООБ при модерниза-
ции станции должны быть в отчете отражены и оценены с точки зре-
ния влияния на безопасность станции. Содержание ООБ АС должно
быть, насколько это практически возможно, таким, чтобы надзорно-
му органу не требовалось рассматривать другие проектные или экс-
плуатационные документы. Однако вместе с ООБ АС должна пред-
ставляться также вся проектная или другая документация (научные
отчеты), на которую в ООБ АС имеется ссылка.
В соответствии с ПНАЭ Г-01-036-95, ООБ АС должен иметь сле-
дующие главы:
124
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Глава 1. Общее описание атомной станции.
Глава 2. Характеристика района и площадки АС.
Глава 3. Общие положения и подходы к проектированию зданий,
сооружений, систем и элементов.
Глава 4. Реактор.
Глава 5. Первый контур и связанные с ним системы.
Глава 6. Паротурбинная установка.
Глава 7. Контроль и управление.
Глава 8. Электроснабжение.
Глава 9. Вспомогательные системы энергоблока.
Глава 10. Обращение с радиоактивными отходами.
Глава 11. Защита от радиации.
Глава 12. Системы безопасности.
Глава 13. Эксплуатация.
Глава 14. Ввод в эксплуатацию.
Глава 15. Анализ аварий.
Глава 16. Пределы и условия безопасной эксплуатации,
эксплуатационные пределы.
Глава 17. Обеспечение качества.
Глава 18. Снятие с эксплуатации.
С точки зрения обоснования безопасности станции особое значе-
ние имеют главы 12 и 15. Предметом главы 12 является доказательст-
во того, что каждая система безопасности выполнит свою функцию с
учетом принципа единичного отказа и с учетом всех нагрузок (меха-
нических, гидравлических, тепловых и т.д.), воздействующих на сис-
тему при нормальной эксплуатации энергоблока и при возникнове-
нии аварии, для которой предназначена данная система. Предметом
главы 15 является доказательство того, что станция в целом безопас-
на в смысле определения ОПБ-88/97, а именно:
• при нормальной эксплуатации и нарушениях нормальной эксплу-
атации (включая проектные аварии) не превышаются разрешен-
ные значения параметров радиационного воздействия (по дозам
облучения персонала и населения, по выбросу и сбросу, по содер-
жанию радиоактивных веществ в окружающей среде);
• при запроектных авариях указанные выше параметры радиацион-
ного воздействия ограничиваются.
В рамках реакторной установки предметом главы 15 является в ос-
новном проверка выполнения так называемых приемочных критери-
125
Глава третья
ев, обеспечивающих приемлемые последствия нарушений нормаль-
ной эксплуатации. Для предаварийных ситуаций и проектных аварий
эти приемочные критерии относятся главным образом к обеспече-
нию целостности или допустимого масштаба повреждения физиче-
ских барьеров на пути распространения радиоактивности (топливная
таблетка, оболочка твэла, граница давления первого и второго конту-
ров). Приемочные критерии для запроектных аварий относятся к
предотвращению или снижению вероятности таких последствий, ко-
торые могут привести к чрезмерному выбросу радиоактивности из
контейнмента. Например, для запроектных аварий с плавлением ак-
тивной зоны одним из приемочных критериев является снижение
давления в первом контуре к моменту выхода расплавленной актив-
ной зоны из корпуса реактора. Выполнение этого критерия исключа-
ет раннее разрушение контейнмента из-за быстрого роста давления
(так называемый прямой нагрев контейнмента).
Основным способом проверки выполнения указанных выше при-
емочных критериев является расчет поведения реакторной установки
при различных нарушениях нормальной эксплуатации с использова-
нием системных теплогидравлических кодов. Перечень этих наруше-
ний включает предаварийные ситуации и проектные аварии (далее
обе эти категории режимов именуются как проектные аварии) и за-
проектные аварии. ОПБ-88/97 указывает, что примерные перечни
исходных событий проектных и запроектных аварий должны быть
установлены в нормативных документах.
В отношении запроектных аварий такого примерного перечня в
действующих нормативных документах нет. Для проектных аварий
примерный минимальный перечень исходных событий содержится в
документе ПНАЭ Г-01-036-95.
Документ ПНАЭ Г-01-036-95 предписывает следующую структуру
анализа проектных аварий в главе 15 ООБ АС:
• описание последовательности событий и работы систем;
• критерии оценки безопасности;
• анализ результатов расчета;
• заключение.
В разделе «Описание последовательности событий и работы систем»
необходимо на основе результатов анализа описать последовательность
событий и работы систем в виде таблицы, в которую включать харак-
терные точки для данного процесса с указанием соответствующего
момента времени. В разделе «Критерии оценки безопасности»
126
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
необходимо дать критерии, с которыми будут сравниваться расчет-
ные результаты для соответствующих параметров станции. Такое
сравнение позволяет делать оценку безопасности в данном аварий-
ном режиме. В разделе «Анализ результатов расчета» следует предста-
вить результаты анализа для всех стадий аварии. Следует представ-
лять детальную информацию об изменении параметров в реакторной
установке и в контейнменте. Необходимо также представить инфор-
мацию о выходе и распространении радиоактивных продуктов,
включая оценку доз и радиуса зоны возможного радиоактивного за-
грязнения. Представляемые параметры должны сравниваться с соот-
ветствующими допустимыми значениями. В разделе «Заключение»
необходимо сделать выводы об основных результатах анализа, вклю-
чающие определения наиболее тяжелых режимов и основания для за-
ключения о безопасности блока в условиях проектных аварий.
Структура анализа запроектных аварий похожа на описанную выше,
с добавлением двух новых разделов. В дополнительном разделе «Меры
по управлению запроектными авариями» необходимо сформулировать
оперативные цели безопасности для каждого уровня тяжести (цели, к
достижению которых оперативный персонал должен стремиться в дан-
ных условиях). Необходимо на основе анализа аварии указать призна-
ки состояния станции, по которым персонал должен определить факт
возникновения запроектной аварии. Необходимо определить системы
и оборудование, которые могут быть использованы для достижения це-
лей безопасности, сформулировать критерии успешности действий
персонала и на этой основе рекомендовать стратегию действий опера-
тивного персонала. В дополнительном разделе «Оценка эффективнос-
ти предлагаемых мер по управлению запроектными авариями» необхо-
димо привести результаты расчетов, подтверждающие, что реализация
рекомендованной стратегии либо обеспечивает прерывание аварийно-
го процесса, либо существенно смягчает последствия аварии.
3.2
КАТЕГОРИИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМОВ
ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
Расчеты нестационарных режимов, выполняемые с целью обоснова-
ния безопасности, являются по существу анализом отклика реактор-
127
Глава третья
ной установки на различные исходные события. При этом рассмат-
риваются как реально возможные события (например, непреднаме-
ренное отключение главного насоса теплоносителя), так и события,
чрезвычайно малая вероятность которых обоснована в проекте (на-
пример, гильотинный разрыв главного циркуляционного трубопро-
вода). Эти последние анализируются с демонстрацией достаточности
проектных характеристик соответствующих систем безопасности
(например, системы аварийного охлаждения активной зоны).
С учетом требований современных нормативных документов
ОПБ-88/97 и ПБЯ РУ АС-89 можно выделить четыре категории ис-
ходных событий и, соответственно, четыре категории нестационар-
ных режимов, анализируемых с точки зрения обоснования безопас-
ности реакторной установки:
• режимы нормальной эксплуатации (состояние реакторной установ-
ки в определенных проектом эксплуатационных пределах и усло-
виях);
• предаварийные ситуации (состояние установки с нарушением пре-
делов или условий безопасной эксплуатации, не перешедшее в
аварию);
• проектные аварии (нарушение нормальной эксплуатации, при ко-
тором произошел выход радиоактивности за предусмотренные
проектом для нормальной эксплуатации границы). Последствия
проектных аварий должны ограничиваться установленными для
них проектными пределами. Это обеспечивается специальными
системами безопасности, которые должны выполнить свою функ-
цию с учетом принципа единичного отказа и единичной ошибки
оператора. Для этой категории событий должны быть установле-
ны проектные пределы, а в анализах соответствующих нестацио-
нарных режимов должно быть показано, что эти пределы не пре-
вышаются с учетом действия систем безопасности. Должно быть
показано, что для наиболее серьезных проектных аварий не пре-
вышается максимальный проектный предел повреждения твэлов.
Проектные пределы повреждения твэлов для других проектных
аварий должны иметь значения, меньшие максимального проект-
ного предела повреждения твэлов;
• запроектные аварии (авария, вызванная не учитываемыми для
проектных аварий исходными событиями, или проектная авария,
сопровождающаяся дополнительными по сравнению с проектны-
ми авариями отказами систем безопасности или реализацией
ошибочных решений персонала). В числе запроектных аварий не-
128
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
обходимо рассмотреть сценарии с тяжелым повреждением или
расплавлением активной зоны. При этом необходимо стремиться
к тому, чтобы частота тяжелого повреждения или расплавления
активной зоны не превышала 10~5 на реактор в год.
Можно отметить также, что нормативный документ верхнего
уровня ОПБ-88/97 объединяет три последние категории режимов в
класс нарушений нормальной эксплуатации.
Нормативный документ ПБЯ РУ АС-89 предусматривает, что рас-
сматриваемые исходные события следует классифицировать также
по вероятности (частоте) возникновения и по тяжести последствий.
При этом можно отметить, что менее частым событиям соответству-
ют, как правило, менее жесткие требования в отношении их послед-
ствий, т.е. для менее вероятных событий допускаются более тяжелые
последствия. В российской нормативной документации отсутствует
соотнесение указанных выше четырех категорий режимов с ожидае-
мой частотой их возникновения. На основе зарубежной нормативной
документации, рекомендаций МАГАТЭ и проектной практики реак-
торных установок ВВЭР можно указать примерно следующие диапа-
зоны для частоты (на реактор в год) возникновения исходных собы-
тий, относящихся к этим четырем категориям:
• режимы нормальной эксплуатации - 1,0-0,1;
• предаварийные ситуации, в которых не нарушаются условия безо-
пасной эксплуатации (в проекте это ННУЭ) - 0,1-0,01;
• проектные аварии — 0,01—0,0001;
• запроекгные аварии — менее 0,0001.
В соответствии с требованиями нормативного документа ПНАЭ
Г-01-036-95 исходные события следует также классифицировать по
признакам их функционального воздействия на реакторную установ-
ку. Применительно к конфигурации реакторных установок типа
ВВЭР документ ПНАЭ Г-01-036-95 выделяет следующие категории
исходных событий и, соответственно, нестационарных режимов,
анализируемых главным образом с помощью системных теплогид-
равлических кодов.
Увеличение теплоотвода от первого контура
1. Нарушения в системе питательной воды со снижением температу-
ры питательной воды.
129
Глава третья
2. Нарушения в системе питательной воды с увеличением расхода
питательной воды.
3. Неисправности в системе регулирования, приводящие к увели-
чению расхода пара.
4. Срабатывание сбросных и/или предохранительных устройств по
различным причинам с учетом возможной непосадки этих устройств.
5. Разрывы паропроводов и питательных трубопроводов в различ-
ных местах и помещениях:
• на неотсекаемых участках;
• на отсекаемых участках;
• в герметичных объемах;
• в негерметичных помещениях;
• в машинном зале.
Уменьшение теплоотвода от первого контура
1. Неисправности в системе регулирования с уменьшением расхо-
да пара.
2. Потеря внешней электрической нагрузки.
3. Закрытие стопорного клапана турбоустановки.
4. Закрытие отсечных задвижек на паропроводах.
5. Потеря вакуума в конденсаторе.
6. Отключение питательных насосов.
7. Разрывы трубопроводов питательной воды.
Уменьшение расхода теплоносителя первого контура
1. Отключение различного количества ГЦН.
2. Заклинивание ГЦН.
3. Обрыв вала ГЦН.
Изменение реактивности и распределения энерговыделения
1. Неконтролируемое извлечение органа регулирования с рабочей
скоростью в различных условиях:
• на минимально контролируемом уровне;
• на номинальном уровне мощности;
• на максимальном уровне мощности с учетом плюсовой погреш-
ности (приборов и исполнительных механизмов).
2. Выброс органов регулирования.
130
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
3. Неправильное действие с регулирующими органами.
4. Подключение ^функционирующей петли ГЦК.
5. Неисправность в системе регулирования концентрации раство-
ренного поглотителя (неисправность борного регулирования).
Увеличение массы теплоносителя первого контура
1. Неправильное функционирование систем аварийного расхола-
живания.
2. Неправильное функционирование системы подпитки.
3. Неисправность в системах регулирования уровня в КД.
Уменьшение, включая потерю, массы теплоносителя первого контура
1. Срабатывание предохранительных устройств первого контура с
последующей непосадкой.
2. Разрыв трубопроводов, содержащих среду первого контура:
• разрыв импульсных трубок;
• разрыв трубок ПГ;
• разрыв трубопроводов, транспортирующих среду первого контура
за пределы гермообъема;
• разрыв трубопроводов, соединяющих оборудование первого кон-
тура;
• разрыв главных трубопроводов;
• разрыв коллекторов ПГ.
Потеря теплоносителя второго контура
1. Срабатывание и непосадка предохранительных и сбросных уст-
ройств второго контура.
2. Разрыв трубопроводов второго контура.
Потеря источников энергоснабжения
1. Частичное обесточивание собственных нужд:
• при работе на мощности;
• при перегрузках.
2. Полное обесточивание собственных нужд:
• при работе на мощности;
• при перегрузках.
131
Глава третья
Ложная работа систем
1. Частичное срабатывание систем (оборудования) безопасности
по аварийным программам в различных эксплуатационных режимах.
2. Полное включение систем безопасности (СБ) по аварийным
программам в различных эксплуатационных режимах.
3. Частичное срабатывание систем (оборудования) нормальной
эксплуатации в различных эксплуатационных режимах.
4. Частичное срабатывание систем (оборудования) нормальной
эксплуатации в различных аварийных режимах.
Приведенный выше спектр проектных исходных событий, входя-
щих в категории предаварийных ситуаций и проектных аварий, явля-
ется типичным для современных проектов ВВЭР. Однако в зависи-
мости от конфигурации данной реакторной установки и требований
технического задания на ее проектирование перечень режимов пред-
аварийных ситуаций и проектных аварий конкретизируется, а также
дополняется перечнем запроектных аварий.
3.3
АВАРИИ С УМЕНЬШЕНИЕМ РАСХОДА
ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ ЧЕРЕЗ РЕАКТОР
3.3.1
Исходные события, приводящие к возникновению аварии
В типичном проекте РУ ВВЭР-1000 в числе исходных событий, при-
водящих к уменьшению расхода теплоносителя через реактор, рас-
сматриваются следующие:
• отключение различного числа работающих ГЦН;
• мгновенное заклинивание или разрыв вала одного ГЦН;
• полное обесточивание АЭС;
• снижение частоты в электросети.
132
( Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
3.3.2
Потенциально опасные физические воздействия режима на РУ
Потеря или уменьшение расхода теплоносителя через реактор приво-
дит к ухудшению теплообмена в активной зоне реактора и при недо-
статочном охлаждении теплонапряженных твэлов активной зоны
может привести к нарушению целостности первого барьера (оболоч-
ки твэлов) глубоко эшелонированной защиты реактора. Закрытие
стопорных клапанов турбогенератора может привести к повышению
давления во втором контуре до давления срабатывания ИПУ ПГ.
Проверка допустимости указанных нежелательных воздействий на
реакторную установку заключается в проверке выполнения приемоч-
ных критериев безопасности, приведенных в табл. 3.1.
3.3.3
Системы и оборудование для ограничения последствий аварии
Для защиты активной зоны реактора и системы теплоносителя
первого контура в указанных режимах предусмотрены: система уп-
равления и защиты реактора, сбросные устройства второго контура
(БРУ-К, БРУ-А и ИПУ ПГ), система основной, вспомогательной и
аварийной питательной воды в ПГ.
Система управления и защиты реактора обеспечивает срабатыва-
ние аварийной защиты реактора, снижая мощность реактора до уров-
ня остаточных тепловыделений.
При частичной потере принудительной циркуляции в результате
отключения части ГЦН в проекте предусмотрено снижение мощно-
сти реактора. В зависимости от числа отключенных ГЦН снижение
мощности реактора осуществляется предупредительной защитой
(П31 или УПЗ) либо аварийной зашитой (АЗ) реактора. В проекте
предусматривается снижение мощности реактора с помощью АЗ при
несрабатывании П31 или УПЗ по каким-либо причинам.
При срабатывании аварийной защиты реактора с небольшой за-
держкой закрываются стопорные клапаны турбогенератора (5 с), что
вызывает повышение давления в парогенераторах, которое регулиру-
ется посредством работы БРУ-К или БРУ-А. При их отказах возмож-
но кратковременное включение в работу ИПУ ПГ. Перечисленные
133
Глава третья
системы сброса пара из парогенераторов способны поддержать дав-
ление второго контура на безопасном уровне.
По сигналу закрытия стопорных клапанов турбогенератора и от-
ключения ГЦН отключается подача основной питательной воды в
парогенераторы. ВПЭН или АПЭН включаются в работу и обеспечи-
вают поддержание номинального уровня в ПГ. При невозможности
подачи питательной воды от основных питательных насосов система
вспомогательной или аварийной питательной воды обеспечивает
поддержание номинального уровня в ПГ и отвод тепла от первого
контура.
3.3.4
Приемочные критерии
В табл. 3.1 приведены приемочные критерии для проектных режимов
типичной реакторной установки.
Таблица 3.1. Приемочные требования и критерии для режимов
с нарушением нормальных условий эксплуатации и проектных аварий
Номер критерия Наименование критерия
1 Давление в системе теплоносителя первого контура и паропроводах ПГ будет составлять менее 115% от расчетного значения (для ННУЭ и ПА)
2 Событие не будет приводить к более серьезной обстановке (например, эксплуатационное нарушение не приведет к аварии, авария не приведет к более тяжелой аварии без дополнительного отказа) (для ННУЭ и ПА)
3 Отсутствие повреждения твэлов (для ННУЭ)
4 Система теплоносителя первого контура поддерживается в безопасном состоянии, т.е. обеспечивается кратковременное и длительное охлаждение активной зоны (ННУЭ и IJIA)
5 Давление в системе теплоносителя первого контура и паропроводах ПГ поддерживается ниже допустимых проектных пределов с учетом возможных хрупких разрушений и изменений вязкостных свойств (для ННУЭ и ПА)
134
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Таблица 3.1 (продолжение)
Номер критерия Наименование критерия
6 Непревышение предела безопасной эксплуатации по количеству и величине дефектов твэлов - 1% твэлов с дефектами типа «газовая неплотность» и 0,1% твэлов, для которых имеет место прямой контакт теплоносителя и ядерного топлива. Радиально-усредненная энтальпия топливной таблетки не превышает 586 Дж/г (140 кал/г) при любом аксиальном расположении в стержне (для ННУЭ)
7 Минимальный коэффициент запаса до кризиса теплоотдачи должен быть не менее 1 с достоверной вероятностью 95%. Применяемые корреляции запаса до кризиса теплообмена должны базироваться на экспериментальных результатах, соответствующих условиям охлаждения активной зоны, и данной конструкции топлива. Расчет критического теплового потока производится по формуле, обобщающей эксперимен- тальные данные для применяемой ТВС, с учетом поправочного коэффициента на величину двух среднеквадратичных отклонений (2о) от величины, рассчитанной по формуле (для ННУЭ)
8 Топливные таблетки не плавятся даже локально (для ННУЭ и ПА)
9 Должны удовлетворяться следующие критерии аварийного охлаждения активной зоны: — наивысшая температура оболочки, достигаемая в аварийных условиях, не превышает 1200 °C; - глубина локального окисления оболочки не превышает 18% от исходной толщины оболочки; - доля прореагировавшего циркония - не более 1% его массы в оболочках твэлов; - каналы для потока теплоносителя внутри ТВС не должны быть заблокированы до такой степени, чтобы нарушалась способность охлаждения из-за вздутия, разрушения оболочек твэлов, а также из-за деформации других деталей ТВС и внутриреакторных устройств; - плавление регулирующих стержней не допускается. Перемещение регулирующих стержней в реакторе не должно нарушаться из-за возможных деформаций в
135
Глава третья
Таблица 3.1 (окончание)
Номер критерия Наименование критерия
топливных сборках, регулирующих стержнях и внутри- реакторных устройствах; - взаимодействие между различными компонентами ТВС не должно приводить к плавлению этих компонентов; - должно быть достигнуто безопасное состояние активной зоны так, чтобы были созданы условия для поддержания реактора в подкритичном состоянии, его расхолаживания в выключенном состоянии после аварии, а также для демонтажа активной зоны и внутриреакторных устройств (для ПА)
10 Предполагается, что максимальный предел повреждения твэлов превышается при условии, что радиально-усредненная энтальпия топливной таблетки будет превышать 840 Дж/г (200 кал/г) и 963 Дж/г (230 кал/г) для облученного и свежего топлива, соответственно, при любом аксиальном расположении в стержне (для ПА)
3.3.5
Методология анализа (общий подход, учет принципа единичного
отказа, учет систем нормальной эксплуатации,
консерватизм начальных и граничных условий)
Целью анализа проектных режимов является подтверждение выпол-
нения проектных критериев безопасности, установленных норма-
тивными документами по безопасности АЭС и техническим задани-
ем на проект.
В соответствии с требованиями нормативной документации безо-
пасность АЭС должна обеспечиваться при любом из учитываемых
проектом исходном событии с наложением одного независимого от
исходного события отказа. Дополнительно должны быть учтены не-
обнаруживаемые отказы не контролируемых при эксплуатации эле-
ментов, влияющих на развитие аварии, а также зависимые отказы,
являющиеся следствием исходного события. Нестационарные режи-
136
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
мы работы РУ с уменьшением расхода теплоносителя через реактор
характеризуются повышением температуры и давления теплоносите-
ля первого контура, ухудшением теплообмена в активной зоне реак-
тора. Поэтому при анализе этих режимов принимаются такие усло-
вия и отказы, которые приводят к большему уменьшению расхода
теплоносителя через реактор и к ухудшению условий отвода тепла от
активной зоны реактора.
В соответствии с международной практикой при уменьшении
расхода теплоносителя через реактор принимается отказ работы сис-
тем нормальной эксплуатации: АРМ, РОМ, УПЗ, БРУ-К, поскольку
такой подход усугубляет последствия этих режимов. Кроме того, для
проверки превышения давления в первом и втором контурах на од-
ном из парогенераторов принимается отказ на работу БРУ-А. В ре-
зультате этого отказа давление в этом парогенераторе увеличивается
до давления срабатывания ИПУ ПГ. Во всех анализах принимается
застревание наиболее эффективного стержня аварийной защиты ре-
актора в крайнем верхнем положении.
Анализ режимов работы РУ с уменьшением расхода теплоносите-
ля через реактор выполняется при консервативных отклонениях па-
раметров реакторной установки: начальной мощности реактора, дав-
ления первого и второго контуров, температуры теплоносителя, и
консервативных начальных значениях коэффициентов реактивности
по температуре и топливу. Распределение энерговыделения по высо-
те активной зоны выбирается консервативным для всего времени
эксплуатации. Величины защит и блокировок выбираются с учетом
их неопределенности, обусловливающей негативное влияние на по-
следствия аварии с точки зрения основных приемочных критериев.
В анализе заклинивания одного ГЦН принимается совпадение
полного обесточивания АЭС с началом аварии.
3.3.6
Примеры анализа для конкретных РУ
В качестве примеров из приведенного перечня режимов со снижени-
ем расхода теплоносителя рассмотрены следующие:
• обесточивание всех работающих ГЦН;
• заклинивание одного из четырех работающих ГЦН.
137
Глава третья
Обесточивание всех работающих ГЦН
В проекте рассматривается обесточивание всех работающих ГЦН по-
сле максимально возможного снижения частоты в электросети, при
котором еще не достигается уставка на срабатывание АЗ по частоте в
электросети на полной мощности реактора. Данный режим является
наиболее консервативным с точки зрения выполнения приемочных
критериев безопасности табл. 3.1. Задержка на срабатывание аварий-
ной защиты реактора с одновременным отказом на работу систем
нормальной эксплуатации (АРМ, РОМ, П31) обеспечивает консер-
вативность результатов расчета и получения минимального запасало
кризиса теплообмена в активной зоне реактора для максимально теп-
лонапряженных твэлов.
В табл. 3.2 приведена хронологическая последовательность собы-
тий в режиме обесточивания всех работающих ГЦН на номинальной
мощности реактора.
На рис. 3.1-3.7 приведено изменение основных параметров реак-
торной установки при обесточивании четырех из четырех работаю-
щих ГЦН. На рис. 3.5 приведено изменение минимального запаса до
кризиса теплообмена для максимально напряженного канала актив-
Таблица 3.2
Время, с Событие
0,0 Снижение частоты в сети
0,1 Частота в сети равна 46,1 Гц
0,2 Обесточиваются все работающие ГЦН
2,5 Срабатывает аварийная защита реактора
7,5 Закрываются стопорные клапаны ТГ
15,3 Открываются БРУ-А на паропроводах ПГ 1,' 2,4 (принят отказ на открытие БРУ-А ПГ 3)
46,0-1800,0 Периодическая работа БРУ-А на ПГ 1,2,4 для поддержания давления регулирования
287,0 Открывается контрольное ИПУ ПГ 3
301,5 Закрытие контрольного ИПУ ПГ 3 и его периодическая работа в дальнейшем
1800,0 Окончание расчета
138
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.1. Обесточивание ГЦН
/ - относительная мощность тепловыделений в активной зоне; 2 - относительный
тепловой поток к теплоносителю в активной зоне
Рис. 3.2. Обесточивание ГЦН
Давление на выходе из активной зоны
139
Глава третья
Рис. 3.3. Обесточивание ГЦН
1 - температура теплоносителя на входе в реактор; 2 — температура теплоносителя на
выходе из реактора
Рис. 3.4. Обесточивание ГЦН
/-давление в ПГ 3; 2-давление в ПГ 1,4; давление в ПГ 2
140
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.5. Обесточивание ГЦН
Минимальный запас до кризиса теплообмена
Рис. 3.6. Обесточивание ГЦН
Максимальная температура оболочек твэлов
141
Глава третья
Рис. 3.7. Обесточивание ГЦН
Максимальная температура топлива
ной зоны реактора. На рис. 3.2, 3.4 приведено изменение давления
первого и второго контуров соответственно. Результаты расчета по-
казывают, что критерии безопасности, приведенные в табл. 3.1, вы-
полняются. Минимальный запас до кризиса при 95% доверительной
вероятности более 1,12; максимальное давление первого и второго
контуров не превышает 15,8 и 8,23 МПа соответственно.
Заклинивание одного ЩН
Ниже приведены результаты анализа режима заклинивания одного
ГЦН с одновременным обесточиванием АЭС на номинальной мощ-
ности реактора. Данный режим является наиболее неблагоприятным
с точки зрения выполнения приемочных критериев безопасности
табл. 3.1. В анализе принято, что полное обесточивание АЭС проис-
ходит одновременно с заклиниванием одного из четырех работаю-
щих ГЦН, в результате чего в первые несколько секунд происходит
резкое снижение расхода теплоносителя через активную зону реакто-
ра. Задержка на срабатывание аварийной защиты реактора с одно-
временным отказом на работу систем нормальной эксплуатации
(АРМ, РОМ, П31) обеспечивает консервативность результатов рас-
142
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Таблица 3.3
Время, с Событие
0,0 Мгновенное заклинивание одного ГЦН по петле 2, обесточивание блока, отключение трех работающих ГЦН
0,1 Частота вращения неисправного ГЦН снижается до нуля
0,6 Закрылись стопорные клапаны турбогенератора
1,0 Полностью прекращается подача основной питательной воды во все ПГ
1,9 Срабатывает аварийная защита реактора
4,2 Открываются БРУ-А на паропроводах ПГ 1,2,4
7,5 Открывается контрольное ИПУ ПГ 3
10,0 Открывается контрольное ИПУ ПГ 1, 2,4
19,8 Закрывается контрольное ИПУ ПГ 1, 2-4
22,5 Закрывается контрольное ИПУ ПГ 3
47,0 БРУ-А поддерживают давление в ПГ 1, 2,4 равным давлению регулирования
120,0 Два АПЭН подают питательную воду во все ПГ
543,5 Открывается контрольное ИПУ ПГ 3
549,5 Закрывается контрольное ИПУ ПГ 3. В дальнейшем имеет место периодическое срабатывание ИПУ ПГ 3
1800,0 Окончание расчета
чета и получения минимального запаса до кризиса теплообмена в ак-
тивной зоне реактора для максимально теплонапряженных твэлов.
В табл. 3.3 приведена хронологическая последовательность собы-
тий в режиме заклинивания одного из четырех работающих ГЦН на
номинальной мощности реактора с учетом полного обесточивания
АЭС.
На рис. 3.8-3.14 приведены результаты расчета аварийного режи-
ма мгновенного заклинивания одного ГЦН с учетом полного обесто-
чивания блока на номинальной мощности реактора. На рис. 3.12
приведено изменение минимального коэффициента запаса до кризи-
са теплообмена. Результаты расчета показывают, что через 1,5 с с на-
143
Глава третья
Рис. 3.8. Заклинивание одного ГЦН
1 - относительная мощность тепловыделений в активной зоне; 2 - относительный
тепловой поток к теплоносителю в активной зоне
Рис. 3.9. Заклинивание одного ГЦН
Давление на выходе из активной зоны
144
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.10. Заклинивание одного ГЦН
/ - температура теплоносителя на входе в активную зону; 2- температура теплоноси-
теля на выходе из активной зоны
Рис. 3.11. Заклинивание одного ГЦН
/-давление в ПГ 3; 2-давление в ПГ 1,4; 3- давление в ПГ2
145
Глава третья
Рис. 3.12. Заклинивание одного ГЦН
Минимальный запас до кризиса теплообмена
Рис. 3.13. Заклинивание одного ГЦН
Максимальная температура оболочек твэлов
146
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.14. Заклинивание одного ГЦН
Максимальная температура топлива
чала процесса на оболочках максимально напряженных твэлов имеет
место кризис теплообмена и температура оболочки максимально на-
пряженного твэла возрастает до 591 °C, максимальная температура
топлива не превышает 1830 °C.
Максимальное давление первого и второго контуров не превыша-
ет 16,9 и 8,35 МПа соответственно.
3.4
АВАРИИ С УВЕЛИЧЕНИЕМ ОТВОДА ТЕПЛА
ВТОРЫМ КОНТУРОМ
3.4.1
Исходные события, приводящие к возникновению аварии
В типичном проекте РУ ВВЭР-1000 в числе исходных событий, при-
водящих к увеличению отвода тепла вторым контуром, рассматрива-
ются следующие:
147
Глава третья
• нарушение в системе питательной воды, приводящее к увеличе-
нию расхода питательной воды;
• нарушение в системе питательной воды, приводящее к уменьше-
нию температуры питательной воды;
• нарушение в работе регулятора давления пара, приводящее к уве-
личению расхода пара;
• непредусмотренное открытие БРУ-К, БРУ-А или ИПУ ПГ;
• разрыв паропровода ПГ,
• разрыв трубопровода питательной воды.
3.4.2
Потенциально опасные физические воздействия режима на РУ
Эти режимы характеризуются различной степенью уменьшения тем-
пературы котловой воды в парогенераторах, которая приводит к сни-
жению температуры теплоносителя в первом контуре. Последнее об-
стоятельство при больших отрицательных коэффициентах реактив-
ности по температуре топлива и теплоносителя может привести к
увеличению мощности реактора вплоть до соответствующих уставок
на срабатывание аварийной защиты реактора. Реактивностные эф-
фекты, связанные с несимметричностью температурных возмущений
по петлям и соответствующим секторам реактора в вышеназванных
режимах рассматриваются в подразделе 3.7.
Эффекты, связанные с воздействием вышеуказанных режимов на
прочность оборудования, рассматриваются в подразделах 3.8 и 3.9.
3.4.3
Системы и оборудование для ограничения последствий аварии
Для защиты активной зоны реактора и системы теплоносителя пер-
вого и второго контуров в режимах с увеличением отвода тепла вто-
рым контуром в проекте РУ предусмотрены следующие системы и
оборудование: системы нормальной эксплуатации, система управле-
ния и защиты реактора, сброеные клапаны парогенератора (БРУ-К,
БРУ-А и ИПУ ПГ), быстродействующая запорная арматура на паро-
проводах, система основной, вспомогательной и аварийной пита-
148
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
тельной воды в ПГ, система аварийного охлаждения активной зоны,
состоящая из пассивной и активной частей.
При непредусмотренном увеличении расхода питательной воды
(неправильная работа регулятора подачи питательной воды в одном
из ПГ) отТПН происходит увеличение уровня в ПГ, имеет место дис-
баланс между отводом пара и количеством поступающей питатель-
ной воды в ПГ. Параметры реакторной установки изменяются незна-
чительно, но в результате увеличения уровня в ПГ увеличивается
влажность поступающего на турбину пара. По повышению уровня в
ПГ отключается ГЦН соответствующей петли, при дальнейшем по-
вышении уровня в ПГ закрывается БЗОК. При увеличении уровня в
одном из ПГ выше допустимого значения автоматическая задвижка
на линии подачи питательной воды прекращает подачу питательной
воды в неисправный ПГ. Предварительное отключение ГЦН на пет-
ле с неисправным ПГ по увеличению в нем уровня способствует ста-
билизации параметров первого и второго контуров на номинальном
уровне.
При непредусмотренном увеличении нагрузки ТГ, в том числе при
увеличении на 10% от номинального значения, из парогенераторов
отводится количество пара, превышающее количество поступающей
питательной воды. Имеет место дисбаланс между отводимым теплом
из ПГ и подводимым теплом от первого контура. Происходит сниже-
ние температуры котловой воды и давления в ПГ, снижаются темпе-
ратура и давление теплоносителя первого контура. В зависимости от
коэффициентов реактивности по температуре топлива и теплоноси-
теля мощность реактора увеличивается, достигая уставки на срабаты-
вание аварийной защиты реактора, закрываются стопорные клапаны
турбогенератора. По снижению уровня в ПГ включается подача пи-
тательной воды в ПГ от вспомогательных или аварийных питатель-
ных насосов, которые повышают уровень в ПГ до номинального зна-
чения. Реакторная установка переходит в горячее состояние.
При непредусмотренном открытии сбросных клапанов БРУ-К,
БРУ-А и И ПУ ПГ, а также при разрыве паропровода или трубопрово-
да питательной воды увеличивается отбор пара из парогенераторов,
что приводит к уменьшению температуры и давления теплоносителя
в ПГ и в первом контуре. По увеличению мощности реактора или по
изменению разности температур насыщения между первым и втором
контурами срабатывает аварийная защита реактора. При разрыве па-
ропровода ПГ или трубопровода питательной воды имеет место зна-
чительное изменение параметров первого и второго контуров. В этих
149
Глава третья
режимах отвод значительного количества тепла от второго контура
сопровождается введением положительной реактивности в реактор,
осушением аварийного ПГ и работой систем безопасности, подаю-
щих борный раствор в активную зону.
3.4.4
Приемочные критерии
Приемочные критерии для данной группы режимов представлены в
табл. 3.1.
3.4.5
Методология анализа
Целью анализа указанных режимов является подтверждение непре-
вышения приемочных критериев безопасности, установленных нор-
мативными документами и техническим заданием на проект.
Для режимов с увеличением отвода тепла проверяются выполне-
ние приемочных критериев табл. 3.1, возможность увеличения мощ-
ности реактора, непревышение пределов надежного охлаждения твэ-
лов активной зоны, достаточность систем безопасности, обеспечива-
ющих сохранность оборудования реакторной установки. При анали-
зе учитываются отказы в работе оборудования, существенно влияю-
щие на охлаждение активной зоны. При непредусмотренном увели-
чении расхода питательной воды таким отказом является увеличение
начального расхода питательной воды до максимально возможного
значения в результате неисправности регулятора. При непредусмот-
ренном открытии паросбросных клапанов и разрывах трубопроводов
второго контура такими отказами являются: отказ на снижение на-
грузки ТГ при снижении давления в общем паровом коллекторе, от-
каз отсечных клапанов паропровода ПГ на их закрытие, отказ на пре-
кращение подачи питательной воды в аварийный ПГ или неотключе-
ние работающего ГЦН соответствующей петли. Такой подход спо-
собствует учету усугубления дополнительного расхолаживания пер-
вого контура и протекания режима, в том числе и с точки зрения уве-
личения мощности реактора.
150
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Анализ режимов работы РУ с увеличением отвода тепла вторым
контуром выполняется при консервативных отклонениях парамет-
ров реакторной установки: начальной мощности реактора, давления
первого и второго контуров, температуры теплоносителя, и консер-
вативных начальных значениях коэффициентов реактивности по
температуре и топливу. Распределение энерговыделения по высоте
активной зоны выбирается консервативным для всего времени экс-
плуатации. Влияние начальных и граничных условий для рассмотрен-
ных режимов предварительно оценивается, и на этой основе выбира-
ются консервативные начальные условия с учетом неопределенности
основных влияющих параметров. Исходное состояние РУ выбирается
таким образом, чтобы обеспечить консервативность получаемых ре-
зультатов с точки зрения основных приемочных критериев д ля данно-
го типа аварий. Уставки защит и блокировок выбираются с учетом их
неопределенности, обусловливающей негативное влияние на послед-
ствия аварии с точки зрения основных приемочных критериев.
3.4.6
Примеры анализа для конкретных РУ
Непредусмотренное открытие сбросного клапана
парогенератора БРУ-А
При непредусмотренном открытии сбросного клапана парогенерато-
ра БРУ-А происходит отвод значительного количества пара из ава-
рийного парогенератора. Снижается расход пара на турбину, снижа-
ется давление в общем паровом коллекторе. При нормальной работе
турбогенератора дополнительный отвод пара через БРУ-А или ИПУ
ПГ компенсируется снижением нагрузки на турбину. Тем не менее,
ввод положительной реактивности в результате действия обратных
связей по реактивности приводит к повышению мощности реактора.
В анализе принято, что турбогенератор отбирает пар номинальным
расходом, коэффициенты реактивности по температуре топлива и
теплоносителя приняты консервативными на конец эксплуатации,
неравномерности энерговыделения по высоте активной зоны приня-
ты максимальными на начало стационарной загрузки.
В табл. 3.4 приведена хронологическая последовательность собы-
тий в режиме непредусмотренного открытия БРУ-А на полной мощ-
ности реактора В-1000.
151
Глава третья
Таблица 3.4.
Время, с Событие
0 Начало открытия БРУ-А ПГ 2
15 Полное открытие БРУ-А
30 Мощность реактора увеличивается до уставки на срабатывание аварийной защиты по повышению мощности
35 Закрытие стопорных клапанов ТГ, снижение температуры питательной воды с 220 до 164 °C
47 Открытие БРУ-А на паропроводах ПГ 1, 3,4
75 Закрытие БРУ-А на паропроводах ПГ 1, 3,4 и периодическая работа при поддержании давления регулирования
150 Сигнал «разрыв паропровода»*, закрывается БЗОК на паропроводе аварийного ПГ 2, отключается ГЦН 2. Прекращение подачи питательной воды по снижению давления и увеличению разности температуры насыщения между первым и вторым контурами в аварийный ПГ 2
1800 Окончание расчета
‘Сигнал «разрыв паропровода» включает в себя одновременное достижение ус-
тавки на закрытие БЗОК соответствующего паропровода и срабатывание АЗ по
совпадению сигналов: давление в паропроводе менее 4,9 МПа и разность тем-
пературы насыщения между первым и вторым контурами более 75 °C. Уставки
на отключение ГЦН соответствующей петли и прекращение подачи питатель-
ной воды (как основной, так и аварийной) приняты по совпадению сигналов:
давление в паропроводе менее 4,4 МПа и разность температуры насыщения
между первым и вторым контурами более 75 °C.
На рис. 3.15-3.26 приведены изменения основных параметров ре-
акторной установки при непредусмотренном открытии сбросного
клапана на паропроводе парогенератора БРУ-А на полной мощности
реактора. На рис. 3.24 приведено изменение минимального запасало
кризиса теплообмена для максимально напряженного канала актив-
ной зоны. Как показывают результаты расчета, охлаждение активной
зоны обеспечивается. Давление первого и второго контуров умень-
шается до 12,2 и 6,2 МПа по контурам соответственно, давление в
аварийном парогенераторе снижается до атмосферного. Температура
топлива и оболочек активной зоны близка к номинальным значениям.
152
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.15. Непредусмотренное открытие БРУ-А
/ - относительная мощность тепловыделений в активной зоне; 2 - относительный
тепловой поток
Рис. 3.16. Непредусмотренное открытие БРУ-А
Давление на выходе из активной зоны
153
Глава третья
Рис. 3.17. Непредусмотренное открытие БРУ-А
1 - температура теплоносителя на входе в реактор; 2 - температура теплоносителя на
выходе из реактора
Рис. 3.18. Непредусмотренное открытие БРУ-А
Расход теплоносителя через активную зону
154
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.19. Непредусмотренное открытие БРУ-А
Уровень в КД
Рис. 3.20. Непредусмотренное открытие БРУ-А
/-давление в ПГ 1,3,4; 2-давление в ПГ 2
155
Глава третья
Рис. 3.21. Непредусмотренное открытие БРУ-А
1 — весовой уровень в ПГ2; 2- весовой уровень в ПГ !, 3, 4
Рис. 3.22. Непредусмотренное открытие БРУ-А
/ - расход питательной воды в ПГ 2; 2-расход питательной воды в ПГ 1,3.4
156
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.23. Непредусмотренное открытие БРУ-А
Расход пара через неисправный БРУ-А
Рис. 3.24. Непредусмотренное открытие БРУ-А
Минимальный коэффициент запаса до кризиса теплообмена
157
Глава третья
Рис. 3.25. Непредусмотренное открытие БРУ-А
Максимальная температура топлива
Рис. 3.26. Непредусмотренное открытие БРУ-А
Максимальная температура оболочек твэлов
158
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
3.5
АВАРИИ С УМЕНЬШЕНИЕМ ОТВОДА ТЕПЛА
ВТОРЫМ КОНТУРОМ
3.5.1
Исходные события, приводящие к возникновению аварии
В подразделе 3.5 рассмотрена группа исходных событий, приводящих
к уменьшению отвода тепла вторым контуром.
К исходным событиям этой группы режимов относятся:
• нарушение или отказ регулятора давления пара, приводящее к
уменьшению расхода пара;
• потеря внешней электрической нагрузки;
• отключение турбины;
• непреднамеренное закрытие отсечного клапана на паропроводе;
• потеря вакуума в конденсаторе и другие случаи, приводящие к ос-
танову турбины;
• потеря электропитания собственных нужд АЭС;
• потеря нормального расхода питательной воды;
• разрыв трубопровода питательной воды.
3.5.2
Потенциально опасные физические воздействия режима на РУ
Исходные события данной группы режимов вызывают резкий рост
давления пара во втором контуре реакторной установки, что приво-
дит к ухудшению отвода тепла от теплоносителя первого контура и,
как следствие, к росту его температуры и давления. Это, в свою оче-
редь, может привести к возникновению кризиса теплоотдачи на по-
верхностях оболочек максимально напряженных твэлов и нежела-
тельным динамическим нагрузкам на оборудование РУ вследствие
резкого повышения д авления теплоносителя первого и второго кон-
туров.
159
Глава третья
Разгерметизация оболочек твэлов вследствие возникновения кри-
зиса теплоотдачи приводит к выходу активных продуктов деления в
теплоноситель первого контура, а срабатывание предохранительных
клапанов компенсатора давления - к выбросу этих продуктов деле-
ния под защитную оболочку реактора.
Поэтому в условиях переходных режимов данной группы исход-
ных событий вероятность повреждения оболочек твэлов в результате
кризиса теплоотдачи должна быть ограничена различными меропри-
ятиями до приемлемой величины. Это сведет к минимуму радиологи-
ческие последствия и позволит возобновить эксплуатацию станции
после восстановительных мер.
Для предотвращения или ограничения нежелательных последст-
вий аварий предназначены специальные устройства и системы РУ.
3.5.3
Системы и оборудование для ограничения последствий аварии
Для защиты оборудования первого контура РУ от превышения давле-
ния предназначена система компенсации давления. В состав этой си-
стемы помимо другого оборудования входят устройство впрыска и
импульсно-предохранительные устройства.
Устройство впрыска предназначено для компенсации повышения
давления теплоносителя первого контура, связанного с возмущения-
ми, возникающими в процессе эксплуатации реакторной установки.
Устройство впрыска состоит из трубопровода впрыска, клапанов
впрыска и разбрызгивающего устройства, установленного в верхней
части парового объема компенсатора.
Работа устройства основана на впрыске в паровой объем компенсато-
ра давления теплоносителя из холодной нитки циркуляционной петли.
При повышении давления до определенной величины (уставки)
разбрызгивающее устройство распыляет в паровом объеме КД капли
подаваемого из холодной нитки теплоносителя, что приводит к кон-
денсации на каплях пара и, соответственно, понижению давления в
первом контуре РУ.
Если, несмотря на работу впрыска, рост давления продолжается,
то при достижении соответствующих уставок открываются сначала
контрольное, а затем и рабочие импульсно-предохранительные уст-
ройства КД.
160
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
На российских АЭС на КД устанавливаются (как правило) три им-
пульсно-предохранительных устройства: одно контрольное и два рабо-
чих. Импульсно-предохранительное устройство состоит из импульсно-
го и главного клапанов, трубопроводов сброса и системы управления.
Импульсный клапан предназначен для открытия главного клапана. '
Для зашиты парогенераторов и паропроводов от превышения дав-
ления во втором контуре РУ предусмотрена специальная система, в
состав которой входят:
• быстродействующая редукционная установка сброса пара в кон-
денсатор турбины (БРУ-К);
• быстродействующая редукционная установка сброса пара в атмо-
сферу (БРУ-А);
• импульсно-предохранительные устройства парогенераторов.
БРУ-К предназначена для сброса в конденсатор турбины пара, ге-
нерируемого парогенераторами в режимах, когда потребление пара
турбиной меньше паропроизводительности парогенераторов. На
российских АЭС БРУ-К устанавливаются на главном паровом кол-
лекторе, и их суммарная производительность составляет 60% от но-
минальной паропроизводительности парогенераторов.
БРУ-А предназначена для сброса пара в атмосферу в режимах, со-
провождающихся отказом или запретом на работу БРУ-К (например,
потеря электропитания собственных нужд блока), при закрытии от-
сечной арматуры на паропроводах парогенераторов и в условиях пе-
реходных и аварийных режимов, когда производительности БРУ-К
недостаточно для поддержания давления пара на заданном уровне.
Суммарная производительность БРУ-А также составляет -60% от но-
минальной паропроизводительности парогенераторов.
В проектах действующих российских АЭС БРУ-А устанавливают-
ся на паропроводах парогенераторов (по одному на каждый паропро-
вод), однако в некоторых проектах АЭС нового поколения предусмо-
трена установка БРУ-А на главном паровом коллекторе.
Для защиты парогенераторов и паропроводов второго контура от
превышения давления в режимах, сопровождающихся ростом давле-
ния пара, несмотря на работу БРУ-К или БРУ-А (при потере элект-
ропитания собственных нужд блока), в проектах российских РУ пре-
дусмотрена установка на каждом парогенераторе нескольких (как
правило, двух) импульсно-предохранительных устройств. Импульс-
но-предохранительное устройство состоит из импульсного и главно-
го клапанов, трубопроводов обвязки и системы управления.
161
Глава третья
Импульсный клапан предназначен для открытия главного клапана.
Сброс пара ИПУ ПГ производится в атмосферу.
Для обеспечения последовательного ввода в работу паросбросных
устройств второго контура уставка на открытие БРУ-А выше уставки
на открытие БРУ-К, в свою очередь уставки на открытие ИПУ ПГ
выше уставки на открытие БРУ-А.
Таким образом, во втором контуре РУ обеспечивается трехступен-
чатая защита от повышения давления пара сверх установленных про-
ектных пределов.
Основной системой, предотвращающей кризис теплоотдачи на
поверхности оболочек твэлов, является система управления и защи-
ты реактора. Аварийная защита реактора выполняет свои фупкции,
воздействуя на процесс энерговыделения в активной зоне путем вво-
да в нее поглощающих стержней. Срабатывание аварийной защиты
реактора приводит к резкому уменьшению теплового потока от топ-
лива к оболочке твэла и, соответственно, уменьшению вероятности
возникновения кризиса теплоотдачи.
3.5.4
Приемочные критерии
Расчетный анализ данной группы исходных событий проводится с
целью обоснования способности РУ противостоять последствиям
рассматриваемых аварийных ситуаций без превышения пределов бе-
зопасной эксплуатации, обеспечивающих сохранность системы фи-
зических барьеров на пути распространения ионизирующих излуче-
ний и радиоактивных веществ в окружающую среду.
Основными физическими барьерами, целостность и эффектив-
ность которых проверяется в процессе расчетного анализа данной
группы исходных событий, являются оболочка твэла и граница дав-
ления теплоносителя первого и второго контуров.
Для возможности расчетного обоснования целостности и эффек-
тивности физических барьеров для каждого исходного события дан-
ной группы устанавливаются конкретные приемочные критерии.
Эти критерии выражаются как численная граница для определенных
расчетных параметров. Для подтверждения того, что безопасность РУ
обеспечивается, результаты расчетного анализа сравниваются с при-
емочными критериями.
162
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Основными приемочными критериями для данной группы исход-
ных событий являются следующие:
• отсутствие кризиса теплоотдачи на поверхности оболочки любого
твэла;
• непревышение допустимого проектного значения давления теп-
лоносителя первого и второго контуров в течение всего переход-
ного процесса.
Отсутствие кризиса теплоотдачи с поверхности твэла проверяется
по величине отношения допустимого критического теплового потока
к действительному с поверхности твэла. Указанное отношение далее
называется коэффициентом запаса до кризиса теплоотдачи. Мини-
мальный коэффициент запаса до кризиса теплоотдачи должен быть
не менее 1 с доверительной вероятностью не менее 95%.
Давление в системе теплоносителя первого контура не должно пре-
вышать установленного в проекте предела с учетом динамики переход-
ных процессов и времени срабатывания предохранительных устройств.
Давление во втором контуре не должно превышать установленно-
го в проекте предела с учетом динамики переходных процессов и вре-
мени срабатывания предохранительных устройств.
3.5.5
Методология анализа
В проекте реакторной установки в соответствии с принципом еди-
ничного отказа должны быть предусмотрены технические средства и
организационные меры, направленные на предотвращение проект-
ных аварий и ограничение их последствий и обеспечивающие безо-
пасность при любом из учитываемых проектом исходном событии с
наложением одного независимого от исходного события отказа любо-
го из следующих элементов систем безопасности: активного элемента
или пассивного элемента, имеющего механические движущие части,
или одной независимой от исходного события ошибки персонала.
Наиболее общепринятым единичным отказом является отказ ка-
нала системы безопасности или технических средств безопасности.
В анализе должны быть учтены все отказы, являющиеся следстви-
ем отказа, вызывающего аварию, или являющиеся следствием пред-
полагаемого единичного отказа. Так, например, в результате отказа
163
Глава третья
дизель-генератора неработоспособными оказываются и подключен-
ные к нему каналы систем безопасности, т.е. насосы систем аварий-
ного впрыска бора высокого и низкого давления, аварийные пита-
тельные электронасосы или система аварийного расхолаживания па-
рогенераторов и т.д.
Если системы безопасности имеют резервирование 4x100%, то
помимо единичного отказа одного канала должен учитываться также
и вывод в ремонт другого канала этой системы.
Поскольку консервативный анализ должен подтвердить выполне-
ние заранее определенного приемочного критерия, то, как следствие,
различные сочетания консервативных допущений должны использо-
ваться для проверки выполнения различных критериев. Для каждого
анализируемого исходного события начальные (исходное состояние)
и граничные (характеристики используемых систем, отказы и т.д.) ус-
ловия должны быть выбраны консервативными с целью максималь-
но возможного достижения «пороговых» величин исследуемого при-
емочного критерия.
При проведении анализов безопасности принимаются во внимание
неопределенности по таким, например, начальным условиям, как:
мощность реактора, температура теплоносителя на входе в активную
зону, давление теплоносителя в первом контуре, расход теплоносителя
через реактор, максимальная линейная нагрузка твэла, коэффициенты
реактивности, эффективность ПС СУЗ, величина остаточного тепло-
выделения и т.д. Для рассматриваемой труппы событий с уменьшени-
ем отвода тепла вторым контуром мощность реактора и температура
теплоносителя на входе в активную зону принимаются, как правило,
максимальными, расход теплоносителя — минимальным, давление
теплоносителя в первом контуре — в зависимости от определяющего
приемочного критерия (отсутствия кризиса теплоотдачи или макси-
мального давления теплоносителя), остаточные тепловыделения - с
учетом максимальной положительной погрешности.
В качестве граничных условий, которые должны быть использова-
ны в анализе безопасности для данной группы исходных событий,
рассматриваются:
• консервативные допущения в отношении аварийного останова
реактора (максимальная задержка во времени, застревание наибо-
лее эффективного регулирующего стержня). В проектах РУ ново-
го поколения выдвигается требование, чтобы в анализах безопас-
ности срабатывание аварийной защиты происходило по второму
поступившему сигналу на быстрый останов реактора;
164
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
• учет максимально возможной задержки на срабатывание систем
безопасности, представляющей собой временную задержку с мо-
мента достижения соответствующих условий (значений уставок)
до начала защитного действия. При этом должны быть использо-
ваны наиболее консервативные характеристики оборудования си-
стем безопасности с точки зрения выполнения их защитных
функций;
• учет переноса тепла к компонентам первого контура;
• консервативные допущения в отношении работы систем нор-
мальной эксплуатации.
Работа систем нормальной эксплуатации (не предназначенных для
аварийных ситуаций) может учитываться, если их функционирование
может ухудшить протекание переходного процесса или задержать сра-
батывание защитных функций. Так, например, для рассматриваемой
в данном подразделе группы событий с уменьшением отвода тепла
вторым контуром работа впрыска в КД отодвинет время аварийного
останова реактора по повышению давления в первом контуре, что бу-
дет консервативным с точки зрения обеспечения охлаждения актив-
ной зоны (проверки отсутствия кризиса теплоотдачи). Вместе с тем
при проверке приемочного критерия по давлению теплоносителя
первого контура работа этой системы учитываться не должна, по-
скольку впрыск в КД приводит к снижению давления в первом конту-
ре. Работа предупредительных защит учитывается только в том слу-
чае, если это приводит к более консервативным результатам.
Кроме единичного отказа исходные события должны быть проана-
лизированы с учетом потери электропитания собственных нужд блока.
С позиции консервативного подхода часто допускается предположе-
ние, что потеря электропитания собственных нужд блока может про-
изойти в любое неблагоприятное (сточки зрения выполнения приемоч-
ного критерия) время с момента возникновения исходного события.
3.5.6
Пример анализа для конкретных РУ
Ниже приведены примеры расчетного анализа исходных событий
данной группы, выполненные для проекта РУ В-412 (АЭС «Куданку-
лам», Индия).
165
Глава третья
Предварительный качественный анализ показывает, что из всей
группы исходных событий с уменьшением отвода тепла вторым кон-
туром можно выделить исходные события, приводящие к наиболее
тяжелым последствиям с точки зрения упомянутых выше основных
приемочных критериев.
Так режим с отключением турбины (или потерей вакуума в конден-
саторе турбины) может привести к максимально возможному (для этой
группы исходных событий) давлению теплоносителя первого контура.
В свою очередь, режим с непреднамеренным закрытием БЗОК на
паропроводе одного ПГ является определяющим с точки зрения мак-
симального давления второго контура.
В режиме с разрывом трубопровода питательной воды парогенера-
тора достигается минимальное (для данной группы исходных событий)
значение коэффициента запаса до кризиса теплоотдачи на поверхнос-
ти оболочки наиболее теплонапряженного твэла активной зоны.
Отключение турбины
К останову турбины привадят потеря вакуума конденсатора, осевой
сдвиг ротора, потеря давления в системе смазки и т.п. При этом про-
исходит закрытие стопорных клапанов турбины. Турбогенератор от-
ключается одновременно с закрытием стопорных клапанов.
Расчет проводится с точки зрения проверки непревышения допу-
стимого значения давления теплоносителя первого контура в течение
всего переходного процесса (определяющий критерий). Согласно
этому критерию давление теплоносителя в первом контуре не долж-
но превышать расчетное на 10% с учетом динамики переходных про-
цессов и времени срабатывания предохранительных устройств, т.е.
давление в первом контуре не должно превышать 19,4 МПа.
Одновременно с проверкой основного приемочного критерия
проводилась проверка критериев по непревышению допустимого
значения давления во втором контуре и отсутствию кризиса теплоот-
дачи в активной зоне.
При проведении расчетного анализа консервативно принимался
отказ на работу систем нормальной эксплуатации (впрыска в КД,
подпитки-продувки первого контура, предупредительной и ускорен-
ной защит реактора, БРУ-К).
В качестве единичного отказа в расчете принимался отказ одного
дизель-генератора, дополнительно учтен также вывод в ремонт дру-
гого дизель-генератора.
166
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Для увеличения консерватизма принят отказ контрольного ИПУ
КД, а также отказ одного БРУ-А.
В расчете принято, что срабатывание АЗ происходит по второму
сигналу.
При срабатывании АЗ учитывается застревание в крайнем верх-
нем положении поглощающего стержня с максимальной эффектив-
ностью.
Потеря электропитания собственных нужд блока принята за 1,9 с
до момента начала движения органов СУЗ по второму сигналу на сра-
батывание АЗ, что приводит к более консервативным результатам с
точки зрения выполнения приемочных критериев.
Исходное состояние реакторной установки выбиралось таким,
чтобы обеспечить консервативность полученных результатов с точки
зрения основного (для данного исходного события) приемочного
критерия. Так, например, тепловая мощность реактора составляла
3120 МВт(104% NHOM), температура теплоносителя на входе в актив-
ную зону — 293 °C (на 2 °C выше номинальной), а давление теплоно-
сителя на выходе из активной зоны — 16,0 МПа (на0,3 МПа выше но-
минального).
Величины уставок на срабатывание систем также были выбраны с
учетом их неопределенности, обусловливающей негативное влияние
на последствия аварии (также с точки зрения основного приемочно-
го критерия).
Основные результаты расчета приведены на рис. 3.27—3.30.
В результате исходного события закрываются стопорные клапаны
турбогенератора, что приводит к резкому повышению давления во
втором контуре, вызывая сначала открытие БРУ-А, а затем и откры-
тие контрольных ИПУ ПГ. По факту повышения давления в любом
из парогенераторов до 7,84 МПа на 8,25 с переходного процесса фор-
мируется первый сигнал на срабатывание АЗ, однако согласно при-
нятым допущениям срабатывание АЗ по первому сигналу в анализе
не учитывается. Максимальное значение давления второго контура
достигается на 12,6 с и составляет 8,30 МПа. За счет работы БРУ-А и
ИПУ ПГ давление во втором контуре снижается и после закрытия
ИПУ ПГ на 27,3 с поддерживается БРУ-А на уровне давления регули-
рования.
Ухудшение отвода тепла вторым контуром вызывает рост параме-
тров теплоносителя первого контура. Увеличение давления на выхо-
де из активной зоны до 17,7 МПа приводит к достижению на 8,6 с ус-
тавки на срабатывание АЗ (второй сигнал).
167
Глава третья
Рис. 3.27. Отключение турбины
1 — давление на входе в активную зону; 2 — давление на выходе из активной зоны;
3 - давление в компенсаторе давления
Рис. 3.28. Отключение турбины
/—4—давление в ПГ 1—4
168
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.29. Отключение турбины
Минимальный коэффициент запасало кризиса теплоотдачи
Рис. 3.30. Отключение турбины
1 — температура теплоносителя в НКР; 2- температура теплоносителя в СКР
169
Глава третья
В соответствии с алгоритмом расчета за 1,9 с до момента начала
движения органов СУЗ по второму сигналу АЗ принята потеря элек-
тропитания собственных нужд блока. Это приводит к:
• отключению всех четырех ГЦН;
• отключению систем основной и вспомогательной питательной
воды второго контура;
• отключению ТЭН КД.
По признаку обесточивания с задержкой 1,9 с происходят запуск
дизель-генераторов и их ступенчатое нагружение.
В результате наложения отказа на срабатывание контрольного
ИПУ КД давление в первом контуре продолжает расти, приводя на
11,1с переходного процесса к срабатыванию двух рабочих ИПУ КД.
Максимальное значение давления в первом контуре достигается на
12,2 с и составляет 19,0 МПа.
После срабатывания АЗ мощность реактора снижается до уровня
остаточных тепловыделений, давление в первом контуре также сни-
жается и в дальнейшем стабилизируется на уровне около 14,8 МПа.
Минимальный коэффициент запаса до кризиса теплоотдачи состав-
ляет 1,18 и достигается на 10,9 с переходного процесса.
После отключения ГЦН и окончания их выбега устанавливается
естественная циркуляция теплоносителя первого контура.
Обоснование безопасности реакторной установки в аварии с от-
ключением турбины проводится на основе анализа выполнения при-
емочных критериев для рассматриваемой аварии.
Как видно из результатов расчета, максимальное давление тепло-
носителя первого контура достигается на 12,2 с переходного процес-
са и составляет 19,0 МПа. Максимальное давление теплоносителя
второго контура достигается на 12,6 с и составляет 8,3 МПа.
Таким образом, предельные значения давления теплоносителя
первого и второго контуров не достигаются и основной приемочный
критерий выполняется.
Минимальное значение коэффициента запаса до кризиса тепло-
отдачи составляет 1,18 и достигается на 10,9 с переходного процесса.
Таким образом, в рассматриваемом режиме коэффициент запаса
до кризиса теплоотдачи не достигает предельного значения (1,0) и
приемочный критерий выполняется.
170
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Непреднамеренное закрытие отсечного клапана на паропроводе
Закрытие быстродействующего запорного отсечного клапана на па-
ропроводе парогенератора может быть вызвано ошибочным действи-
ем оператора или появлением ложного сигнала на закрытие в цепях
системы управления БЗОК.
Расчет проводится с точки зрения проверки непревышения допу-
стимого давления теплоносителя второго контура в течение всего пе-
реходного процесса (определяющий критерий). Согласно этому кри-
терию давление теплоносителя во втором контуре не должно превы-
шать расчетное на 10% с учетом динамики переходных процессов и
времени срабатывания предохранительных устройств, т.е. давление
во втором контуре не должно превышать 8,62 МПа.
Одновременно с проверкой основного приемочного критерия
проверялись критерии по непревышению допустимого значения дав-
ления в первом контуре и отсутствию кризиса теплоотдачи в актив-
ной зоне.
При проведении расчетного анализа консервативно принимался
отказ на работу систем нормальной эксплуатации (впрыска в КД,
подпитки-продувки первого контура, предупредительной и ускорен-
ной защит реактора, АРМ).
В качестве единичного отказа в расчете принимался отказ одного
дизель-генератора, дополнительно учтен также вывод в ремонт дру-
гого дизель-генератора.
Для увеличения консерватизма принят отказ контрольного ИПУ
П Г 2 и одного БРУ-А, что приводит к максимальному росту давления
во втором контуре РУ.
В расчете принято, что срабатывание АЗ происходит по второму
сигналу.
При срабатывании АЗ учитывается застревание в верхнем поло-
жении одного ПС с максимальной эффективностью.
Потеря электропитания собственных нужд блока принята за 1,9 с
до момента начала движения органов СУЗ по второму сигналу на от-
ключение реактора системой АЗ, что приводит к более консерватив-
ным результатам сточки зрения выполнения приемочных критериев.
Исходное состояние реакторной установки выбиралось таким об-
разом, чтобы обеспечить консервативность полученных результатов
с точки зрения основного (для данного исходного события) приемоч-
ного критерия. Так, например, тепловая мощность реактора состав-
ляла 3120 МВт (104% от номинальной), температура теплоносителя
171
Глава третья
на входе в активную зону - 293 °C (на 2 °C выше номинальной), а
давление теплоносителя на выходе из активной зоны - 15,4 МПа (на
0,3 МПа ниже номинального).
Величины уставок на срабатывание систем также были выбраны с
учетом их неопределенности, обусловливающей негативное влияние
на последствия аварии (также с точки зрения основного приемочно-
го критерия).
Основные результаты расчета рассматриваемого режима приведе-
ны на рис. 3.31—3.34.
В результате исходного события - непреднамеренного закрытия
отсечного клапана на паропроводе — происходит резкое повышение
давления в аварийном ПГ. На 9 с переходного процесса давление в
ПГ 2 возрастает до уставки на срабатывание АЗ по высокому давле-
нию (7,84 МПа), однако согласно принятым допущениям срабатыва-
ние АЗ по первому сигналу в анализе не учитывается.
По факту закрытия отсечного клапана на паропроводе отключает-
ся ГЦН соответствующей петли. После отключения ГЦН начинает
изменяться уставка АЗ по допустимой плотности нейтронного пото-
ка (уставка линейно изменяется со 107 до 74% за 50 с). На 15,2 с пе-
реходного процесса текущее значение плотности нейтронного пото-
ка становится выше величины уставки, что приводит к формирова-
нию второго сигнала на срабатывание АЗ.
В соответствии с алгоритмом расчета за 1,9 с до момента начала
движения органов СУЗ по второму сигналу АЗ происходит потеря
электропитания собственных нужд блока. Это приводит к:
• закрытию стопорных клапанов турбогенератора;
• отключению трех оставшихся в работе ГЦН;
• отключению систем основной и вспомогательной питательной
воды второго контура;
• отключению БРУ-К;
• отключению энергоснабжения ТЭН КД.
По признаку обесточивания с задержкой 1,9 с происходит запуск
дизель-генераторов и их ступенчатое нагружение.
После закрытия стопорных клапанов ТГ давление во втором кон-
туре возрастает на 15,4 с до уставки на открытие редукционных уста-
новок БРУ-А, которые затем вплоть до 118,0 с работают в режиме ре-
гулирования. Давление в аварийном ПГ продолжает расти, и на 20,1 с
переходного процесса происходит открытие рабочего ИПУ ПГ. Мак-
симальное давление при этом составляет 8,49 МПа и достигается на
172
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.31. Непреднамеренное закрытие отсечного клапана на паропроводе
/ - давление на входе в активную зону; 2 — давление на выходе из активной эоны;
3- давление в компенсаторе давления
Рис. 3.32. Непреднамеренное закрытие отсечного клапана на паропровода
/-4- давление в ПГ 1-4
173
Глава третья
Рис. 3.33. Непреднамеренное закрытие отсечного клапана на паропроводе
Минимальный коэффициент запаса до кризиса теплоотдачи
Рис. 3.34. Непреднамеренное закрытие отсечного клапана на паропроводе
/- температура теплоносителя в НКР, 2 — температура теплоносителя в СКР
174
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
20,4 с. В дальнейшем на аварийном ПГ происходит периодическое
срабатывание ИПУ, частота которого уменьшается со снижением
мощности остаточных тепловыделений.
Ухудшение отвода тепла вторым контуром вызывает рост параме-
тров теплоносителя первого контура. Максимальное значение давле-
ния теплоносителя в первом контуре достигается на 20,1 с и состав-
ляет 17,53 МПа.
После срабатывания АЗ мощность реактора снижается до уров-
ня остаточных тепловыделений, давление в первом контуре также
снижается и в дальнейшем стабилизируется на уровне около
15 МПа.
Минимальный коэффициент запаса до кризиса теплоотдачи со-
ставляет 1,17 и достигается на 16,8 с переходного процесса.
После отключения всех ГЦН и окончания их выбега устанавлива-
ется естественная циркуляция теплоносителя первого контура.
Обоснование безопасности реакторной установки в аварии с не-
преднамеренным закрытием отсечного клапана на паропроводе про-
водится на основе анализа выполнения приемочных критериев для
рассматриваемой аварии.
Как видно из результатов расчета, максимальное давление тепло-
носителя первого контура достигается на 20,1 с переходного процес-
са и составляет 17,53 МПа. Максимальное давление теплоносителя
второго контура достигается на 20,4 с и составляет 8,49 МПа.
Таким образом, предельные значения давления теплоносителя
первого и второго контуров не достигаются и данные приемочные
критерии выполняются.
Минимальное значение коэффициента запаса до кризиса тепло-
отдачи составляет 1,17 и достигается на 16,8 с переходного процесса.
Таким образом, в рассматриваемом режиме коэффициент запаса
до кризиса теплоотдачи не достигает предельного значения (1,0) и
приемочный критерий выполняется.
Разрыв трубопровода питательной воды парогенератора
Исходное событие — мгновенный разрыв трубопровода между ава-
рийным парогенератором и обратным клапаном с истечением тепло-
носителя как из аварийного парогенератора, так и из коллектора пи-
тательной воды.
Режим разрыва трубопровода питательной воды рассмотрен с точ-
ки зрения проверки выполнения основного приемочного критерия -
175
Глава третья
отсутствия кризиса теплоотдачи на поверхности оболочки любого
твэла активной зоны.
Дополнительно, в период после срабатывания АЗ, проверяется
непревышение допустимых значений давления теплоносителя пер-
вого и второго контуров.
В анализе учитывается штатная работа системы впрыска в КД с
напора ГЦН и работа БРУ-К (до момента обесточивания). Работа ос-
тальных систем нормальной эксплуатации не учитывается.
В качестве единичного отказа в расчете принимался отказ одного
дизель-генератора, учтен также вывод в ремонт другого дизель-гене-
ратора.
Дополнительно (с целью проверки непревышения допустимых
значений давления первого и второго контуров) приняты следующие
отказы:
• отказ БЗОК аварийного ПГ 2 на закрытие;
• отказ контрольных ИПУ КД и ИПУ ПГ 1.
В расчете принято, что срабатывание АЗ происходит по второму
поступившему сигналу.
При срабатывании АЗ учитывается застревание в верхнем поло-
жении одного ПС с максимальной эффективностью.
Потеря электропитания собственных нужд блока принята за 1,9 с
до момента начала движения органов СУЗ по второму сигналу на
срабатывание АЗ, что приводит к более консервативным результа-
там с точки зрения выполнения приемочных критериев. Исходное
состояние реакторной установки выбиралось таким образом, что-
бы обеспечить консервативность полученных результатов с точки
зрения основного приемочного критерия (т. е. коэффициент запа-
са до кризиса теплообмена должен иметь минимальное исходное
значение).
Так, например, тепловая мощность реактора составляла 3120 МВт
(104% от номинальной), температура теплоносителя на входе в ак-
тивную зону - 293 °C (на 2 °C выше номинальной), а давление тепло-
носителя на выходе из активной зоны - 15,4 МПа (на 0,3 МПа ниже
номинального).
Величины уставок на срабатывание систем выбраны с учетом их
неопределенности, обусловливающей негативное влияние на по-
следствия аварии (с точки зрения основного приемочного критерия).
Основные результаты расчета рассматриваемого режима приведе-
ны на рис. 3.35-3.38.
176
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы Ру ВВЭР
Рис. 3.35. Разрыв трубопровода питательной воды
Минимальный коэффициент запаса до кризиса теплоотдачи
Рис. 3.36. Разрыв трубопровода питательной воды
/ - давление на входе в активную зону; 2 — давление на выходе из активной зоны;
3 ~ давление в компенсаторе давления
177
Глава третья
Рис. 3.37. Разрыв трубопровода питательной воды
/ - температура теплоносителя в НКР; 2-температура теплоносителя в СКР; 3-тем-
пература насыщения при давлении выхода из реактора
Рис. 3.38. Разрыв трубопровода питательной воды
1—4—давление в ПГ 1-4
178
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
В результате разрыва питательного трубопровода начинается ис-
течение теплоносителя как из аварийного парогенератора, так и из
коллектора питательной воды. Падение уровня котловой воды в ПГ 2
приводит к отключению ГЦН аварийной петли по уставке снижения
уровня в аварийном ПГ на 500 мм от номинального значения и к
формированию первого сигнала на срабатывание АЗ по уставке
снижения уровня в аварийном ПГ на 650 мм. Согласно принятым
допущениям срабатывание АЗ по первому сигналу в анализе не учи-
тывается.
В результате истечения теплоносителя второго контура проис-
ходит падение давления в аварийных ПГ и ГПК, что приводит к
останову турбины (по признаку падения давления острого пара в
ГПК менее 5,1 МПа). Последующий процесс сопровождается
ростом параметров теплоносителя первого и второго контуров.
Давление в ГПК достигает уставки на срабатывание БРУ-К. Рост
давления теплоносителя первого контура приводит к последова-
тельному открытию первого и второго клапанов впрыска в КД, а
на 25,5 с переходного процесса достигается уставка на срабатыва-
ние АЗ по повышению давления теплоносителя первого контура
до 17,7 МПа с учетом погрешности определения, равной 0,1 МПа
(второй сигнал).
В момент достижения уставки на срабатывание АЗ по второму
сигналу в соответствии с алгоритмом расчета за 1,9 с до момента на-
чала движения органов СУЗ происходит потеря электропитания соб-
ственных нужд блока. Эго приводит к:
• отключению оставшихся в работе ГЦН;
• отключению системы компенсации давления первого контура;
• отключению БРУ-К;
• отключению системы подпитки-продувки первого контура.
По сигналу обесточивания секций собственных нужд через 1,9 с
запускаются дизель-генераторы с последующим ступенчатым нагру-
жением.
После срабатывания АЗ мощность реактора снижается до уровня
остаточных тепловыделений. Минимальный коэффициент запаса до
кризиса теплоотд ачи достигается на 28 с переходного процесса и со-
ставляет 1,06.
Отказ БЗОК аварийного парогенератора на закрытие приводит к
расхолаживанию РУ и снижению давления во всех парогенераторах.
В результате этого на паропроводах рабочих парогенераторов проис-
179
Глава третья
ходит закрытие БЗОК. С прекращением интенсивного отвода пара из
аварийного парогенератора заканчивается расхолаживание РУ, вы-
званное течью в системе питательной воды.
После окончания выбега ГЦН (на 130 с аварийного процесса) в
циркуляционном контуре устанавливается естественная циркуляция
теплоносителя. Вызванное этим ухудшение отвода тепла приводит к
росту параметров теплоносителя первого и второго контуров. На 600 с
от начала аварии последовательно открываются предохранительные
клапаны на первом и третьем парогенераторах, где не работают кана-
лы системы аварийного расхолаживания. Канал системы аварийного
расхолаживания работает на четвертом парогенераторе в режиме от-
вода остаточных тепловыделений от активной зоны. На 800 с срабаты-
вают рабочие ИПУ КД.
Обоснование безопасности реакторной установки в аварии раз-
рыва трубопровода питательной воды проводится на основе анализа
выполнения приемочных критериев для рассматриваемой аварии.
Давление в первом контуре не должно превышать расчетное более
чем на 10% (с учетом динамики переходных процессов и времени
срабатывания предохранительных устройств), т.е. давление в первом
контуре не должно превышать 19,4 МПа.
Давление во втором контуре не должно превышать расчетное бо-
лее чем на 10% (с учетом динамики переходных процессов и времени
срабатывания предохранительных устройств), т.е. давление во втором
контуре не должно превышать 8,62 МПа.
Как видно из результатов расчета, максимальное давление тепло-
носителя первого контура достигается после 800 с переходного про-
цесса и составляет 18,80 МПа. Максимальное давление теплоносите-
ля второго контура достигается после 600 с и составляет 8,50 МПа.
Таким образом, предельные значения давления теплоносителя
первого и второго контуров не достигаются и приемочные критерии
выполняются.
Отсутствие кризиса теплоотдачи для всех топливных элементов с
вероятностью 95% при уровне доверия 95% (что обеспечивается пре-
вышением значения коэффициента запаса до кризиса кипения сверх
единицы, т. е. К > 1,0).
Минимальный коэффициент запаса до кризиса теплоотдачи до-
стигается на 28 с переходного процесса и составляет 1,06.
Таким образом, в рассматриваемом режиме коэффициент запаса
до кризиса теплоотдачи не достигает предельного значения (1,0) и
приемочный критерий выполняется.
180
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Анализ режима показал, что системы безопасности с учетом
принципа единичного отказа в состоянии преодолеть последствия
аварии.
Таким образом, в рассмотренных режимах с уменьшением отвода
тепла вторым контуром выполняются назначенные для них при-
емочные критерии. Выполнение приемочных критериев является
признаком отсутствия повреждений защитных барьеров на пути рас-
пространения ионизирующих излучений и радиоактивных веществ,
и, следовательно, безопасность АЭС в рассмотренных режимах обес-
печивается.
3.6
АВАРИИ С ПОТЕРЕЙ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ
3.6.1
Исходные события, приводящие к возникновению аварии
Исходными событиями, приводящими к потере теплоносителя пер-
вого контура, могут быть как повреждения первого контура, так и
непреднамеренное срабатывание оборудования, соединенного с
первым контуром. К первым относятся разрывы главного циркуля-
ционного трубопровода и трубопроводов систем, соединенных с
ним. Ко вторым относятся открытие клапанов компенсатора давле-
ния, открытие клапанов на линиях подпитки и продувки первого
контура.
С точки зрения местоположения течи, возможности ее последую-
щей локализации и тяжести последствий течи первого контура мож-
но разделить на течи внутри защитной оболочки и течи вне защитной
оболочки. В первом случае теплоноситель первого контура удержи-
вается внутри защитной оболочки. Во втором случае он непосредст-
венно попадает в окружающую среду, и тяжесть последствий таких
аварий более серьезная.
181
Глава третья
3.6.2
Потенциально опасные физические воздействия режима на РУ
В процессе аварий с потерей теплоносителя может проявиться не-
сколько видов воздействия на оборудование первого контура: механи-
ческое, тепловое, химическое. При разрывах крупных трубопроводов
происходит быстрое снижение давления в первом контуре. Это при-
водит к возникновению больших перепадов давления на различных
частях оборудования первого контура и механических нагрузок на
них, что может привести к повреждению оборудования. При истече-
нии теплоносителя возникают реактивные усилия и воздействие
струй вытекающего теплоносителя на оборудование в местах разрыва.
Потеря теплоносителя первого контура связана с разрушением
одного из барьеров безопасности на пути распространения радиоак-
тивных продуктов. Одновременно создается угроза зависимого раз-
рушения оставшихся барьеров безопасности: оболочек твэлов вслед-
ствие их перегрева, защитной оболочки вследствие избыточного дав-
ления пара, образующегося при истечении теплоносителя.
При перегреве оболочек твэлов, изготовленных из сплава цир-
кония, выше 700 °C возникает пароциркониевая реакция, кото-
рая сопровождается окислением циркония, выделением тепла и
образованием водорода. В результате оболочки теряют механиче-
скую прочность, что усложняет послеаварийную разборку актив-
ной зоны.
Важным аспектом безопасности в авариях с потерей теплоносите-
ля первого контура является распространение радиоактивных про-
дуктов деления.
3.6.3
Системы и оборудование для ограничения последствий аварии
Основными целями преодоления последствий аварий с разрывами
трубопроводов первого контура являются снижение мощности теп-
ловыделения активной зоны, восполнение потери теплоносителя и
обеспечение охлаждения активной зоны.
Снижение мощности реактора от начальной величины до уровня
остаточных энерговыделений осуществляется аварийной защитой,
182
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
действием обратных связей, свойственных реакторам ВВЭР, и пода-
чей раствора борной кислоты высокой концентрации.
Компенсация утечек теплоносителя из первого контура и охлаж-
дение активной зоны в авариях с потерей теплоносителя осуществля-
ются системой аварийного охлаждения активной зоны. Она состоит
из пассивной подсистемы - емкостей, заполненных борным раство-
ром и сжатым газом (азотом), и активной подсистемы — насосов вы-
сокого и низкого давления. Такой набор оборудования позволяет
обеспечивать охлаждение активной зоны в широком спектре аварий
с потерей теплоносителя, вплоть до максимальной проектной
аварии.
Пассивная часть системы аварийного охлаждения активной зоны
предназначена для быстрой подачи раствора борной кислоты в реак-
тор для охлаждения активной зоны в авариях с потерей теплоносите-
ля, когд а давление в первом контуре падает ниже давления газа в ем-
костях. Система относится к защитным системам безопасности и вы-
полнена четырехканальной. Два канала системы подсоединены к
СКР, два других канала - к НКР.
Система аварийного и планового расхолаживания первого конту-
ра предназначена для отвода тепла от активной зоны реактора после
его останова в тех режимах, когда отвод тепла через парогенераторы
становится неэффективным (низкие параметры первого контура)
или невозможным (потеря теплоносителя первого контура).
Система является составной частью общей системы отвода тепла
от ядерного топлива к конечному поглотителю и выполняет функции
во всех режимах работы блока, включая аварийные.
Система аварийного и планового расхолаживания первого конту-
ра включает в себя:
• подсистему аварийного впрыска бора высокого давления, в состав
которой входят насосы аварийного ввода бора, трубопроводы,
соединяющие насосы с баками борированной воды, соответству-
ющая арматура;
• подсистему отвода остаточных тепловыделений низкого давле-
ния, в состав которой входят баки запаса борированной воды, на-
сосы аварийного и планового расхолаживания первого контура и
трубопроводы, соединяющие насосы с баками и приямком, соот-
ветствующая арматура.
183
Глава третья
3.6.4
Приемочные критерии
При потере теплоносителя первого контура в связи с разрывами тру-
бопроводов приемочным критерием является непревышение макси-
мального проектного предела повреждения твэлов по ПБЯ РУ АС-89:
• температура оболочек твэлов - не более 1200 °C;
• локальная глубина окисления оболочек твэлов - не более 18% от
первоначальной толщины стенки;
• доля прореагировавшего циркония - не более 1 % его массы в обо-
лочках твэлов.
Выбор параметров в качестве приемочных критериев обусловлен те-
ми процессами, которые происходят в аварийных условиях с оболоч-
ками твэлов. В аварийных условиях происходит ухудшение отвода
тепла от твэлов, начинается их разогрев. Повышение температуры
оболочек приводит не только к снижению механических свойств
оболочки, но и, что более важно, к повышенному окислению цирко-
ния в водяном паре. Пароциркониевая реакция сопровождается вы-
делением тепла. Для ограничения процессов, приводящих к ухудше-
нию состояния одного из барьеров на пути распространения продук-
тов деления, и приняты значения вышеуказанных параметров.
Ограничение температуры связано с недопущением перерастания
пароциркониевой реакции в самоподдерживающуюся, т.е. ограниче-
ние качественного изменения процесса.
Ограничение локальной глубины окисления вытекает из необхо-
димости сохранения приемлемых механических характеристик и ге-
ометрии топлива для охлаждения его в процессе аварии и при после-
аварийной разборке активной зоны.
Поскольку в процессе пароциркониевой реакции образуется во-
дород, скопление которого в реакторной установке или в защитной
оболочке может привести к достижению местной взрывоопасной
концентрации его, то ограничение доли прореагировавшего цирко-
ния снижает вероятность такого процесса.
184
( Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
3.6.5
Методология анализа
Целью анализа проектных аварий является подтверждение непревы-
шения проектных пределов (критериев безопасности), установлен-
ных нормативными документами. В ходе анализа обосновываются
эффективность глубоко эшелонированной зашиты, связанной с пре-
дотвращением развития предаварийных ситуаций в проектные ава-
рии, проектных аварий в запроектные, а также эффективность физи-
ческих барьеров безопасности в условиях проектных аварий.
При анализе аварий с потерей теплоносителя первого контура
обычно рассматривается спектр разрывов трубопроводов, соединен-
ных с главным циркуляционным контуром, или постулированных
течей из него различных эквивалентных диаметров.
Основное внимание уделяется аварийным процессам в реакторной
установке. Аварийные процессы в реакторе обусловлены, в конечном
итоге, нарушением баланса между энерговыделением в ядерном топли-
ве и отводом тепла от него. Последовательно рассматриваются возмож-
ные исходные события, инициирующие указанное нарушение баланса.
В соответствии с требованиями нормативной документации безо-
пасность АЭС должна обеспечиваться при любом из учитываемых
проектом исходном событии с наложением одного независимого от
исходного события отказа любого из следующих элементов систем
безопасности: активного элемента или пассивного элемента, имею-
щего механические движущиеся части, или одной независимой от
исходного события ошибки персонала. Дополнительно должны быть
учтены необнаруживаемые отказы не контролируемых при эксплуа-
тации элементов, влияющие на развитие аварии, а также все зависи-
мые отказы, являющиеся следствием исходного события.
Как отмечено выше, основными целями преодоления последст-
вий аварий с разрывами трубопроводов первого контура являются
снижение мощности тепловыделения активной зоны, восполнение
потери теплоносителя и обеспечение охлаждения активной зоны.
Поэтому наиболее важными отказами, которые необходимо учиты-
вать при анализе этих аварий, являются отказы в системах, обеспечи-
вающих вышеуказанные функции.
Для обеспечения консервативности результатов при выполнении
анализов аварий предполагаются отказы как в системах нормальной
эксплуатации, так и в аварийных системах.
185
Глава третья
Снижение мощности активной зоны в авариях с потерей теплоно-
сителя обеспечивается срабатыванием аварийной защиты, подачей
раствора борной кислоты высокой концентрации, действием обрат-
ных связей, свойственных реакторам ВВЭР. При больших течах теп-
лоносителя определяющими факторами в снижении мощности явля-
ются обратные связи и подача раствора борной кислоты. Действие
аварийной защиты носит дублирующий характер в обеспечение под-
критичности активной зоны после аварии. Поэтому учет отказов,
приводящих к снижению эффективности аварийной защиты, носит
условный характер и может быть оценен в предположении нулевой
эффективности борной кислоты.
Компенсация потери теплоносителя и охлаждение активной зоны
обеспечиваются системой аварийного охлаждения зоны (САОЗ). Она
состоит из пассивной и активной частей. Отказы в пассивной части
САОЗ приводят к уменьшению подачи раствора борной кислоты в
начальный период аварии. Отказы в активной части САОЗ приводят
к уменьшению подачи раствора борной кислоты в долговременный
период охлаждения активной зоны в процессе аварии. Качественно
оценить, какой из отказов хуже, довольно сложно. Одновременный
отказ в пассивной и активной частях САОЗ, хотя и является отступле-
нием от принципа единичного отказа, может быть рассмотрен как
снижение эффективности САОЗ на протяжении всего периода аварии.
3.6.6
Пример анализа для конкретных РУ
Анализ аварии содержит описание события, работы систем, участву-
ющих в преодолении аварии. Для каждой аварии принимаются на-
чальные условия и допущения о действии защитных и аварийных си-
стем с учетом принципа единичного отказа, приемочные критерии.
Максимальной проектной аварией для ВВЭР принят мгновенный
поперечный разрыв главного циркуляционного трубопровода. Это
исходное событие является проектной основой для выбора характе-
ристик аварийных систем охлаждения активной зоны и проверки
конструкции реакторной установки и оборудования защитной обо-
лочки. Для анализа протекания подобной аварии в ОКБ «Гидро-
пресс» используется расчетная программа ТЕЧЬ-М, входящая в про-
граммный комплекс ТРАП и позволяющая рассчитывать изменения
186
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
параметров теплоносителя первого и второго контуров, активной зо-
ны, аварийных и защитных систем.
В серийных реакторных установках ВВЭР-1000 система аварий-
ного охлаждения активной зоны имеет четыре емкости и три незави-
симых активных канала, в каждом из которых установлено по одно-
му насосу высокого и низкого давления. Две емкости подключены к
напорной камере, две - к сборной камере реактора, причем каждая
емкость соединена с реактором самостоятельным трубопроводом.
Насосы высокого давления подсоединены к холодным ниткам цир-
куляционных петель. Насосы низкого давления подсоединены к тру-
бопроводам емкостей САОЗ и к одной из циркуляционных петель. От
каждого насоса низкого давления подача осуществляется одновре-
менно или в трубопроводы двух емкостей САОЗ, соединенных с на-
порной и сборной камерой реактора, или в холодную и горячую нит-
ки циркуляционной петли. Каждый активный канал получает элект-
ропитание от самостоятельного дизель-генератора и от основной се-
ти станции. Этим обеспечивается независимость каналов.
Давление газа в емкостях выбрано равным 6 МПа. При снижении
давления в процессе аварии в первом контуре ниже давления газа в
емкостях открываются обратные клапаны на трубопроводах и начи-
нается подача борного раствора. Максимальный напор насосов вы-
сокого давления равен 10,5 МПа. Максимальный напор насосов низ-
кого давления равен 2,5 МПа. Такой выбор характеристик оборудова-
ния САОЗ позволяет обеспечивать подачу борного раствора в первый
контур как при малых течах, характеризующихся относительно высо-
ким давлением в первом контуре, так и при больших течах, характе-
ризующихся большими расходами и низким давлением. В каждой
конкретной ситуации будет работать преимущественно та или иная
часть оборудования САОЗ. Но в любом случае обеспечивается непре-
рывность подачи борного раствора для охлаждения активной зоны.
Так, при больших течах в течение первых десятков секунд аварии по-
дача борного раствора происходит преимущественно из емкостей
САОЗ. После их опорожнения подача осуществляется низконапор-
ными насосами; насосы высокого давления также подают борный
раствор, но производительность их существенно ниже насосов низ-
кого давления. При малых течах основная подача борного раствора
происходит насосами высокого давления.
Аварии с потерей теплоносителя обычно рассматриваются с поте-
рей электропитания собственных нужд (обесточивание блока) одно-
временно с началом аварии. Такое допущение создает более тяжелые
187
условия для охлаждения активной зоны. В результате обесточивания
блока теряют электропитание ГЦН, основные питательные насосы
второго контура, нагреватели компенсатора давления и другое обору-
дование нормальной эксплуатации. Насосы высокого и низкого дав-
ления САОЗ могут подать борный раствор только после запуска ди-
зель-генераторов. Поэтому при обесточивании блока с фиксирован-
ной задержкой по времени осуществляется запуск дизель-генерато-
ров и программы набора ими нагрузки.
При задании эффективности аварийной защиты учитывают зави-
сание в верхнем положении наиболее эффективного органа СУЗ, что
приводит к уменьшению ее значения.
Из четырех имеющихся на блоке емкостей рассматривается сраба-
тывание трех емкостей или двух емкостей, если анализируется разрыв
трубопровода САОЗ. Из трех активных каналов учитываются отказ
одного из них и подача от второго в петлю с течью (зависимый отказ).
Ниже представлен пример анализа аварии разрыва главного цир-
куляционного трубопровода Ду 850 на входе в реактор. В этой аварии
активная зона подвергается наибольшим аварийным температурным
и силовым нагрузкам. Начальные параметры реакторной установки
ВВЭР-1000 принимаются с учетом отклонений при поддержании и
измерении параметра и представлены в табл. 3.5.
В результате разрыва трубопровода и начала истечения воды (рис.
3.39) происходит резкое снижение давления в реакторе до давления
(рис. 3.40), определяемого температурой насыщения воды в сборной
камере. Истечение теплоносителя из напорной камеры приводит к
Таблица 3.5. Начальные параметры реакторной установки
Наименование параметра Значение
номинальное состояние суметом отклонений
Тепловая мощность реактора, МВт 3000 3120
Расход теплоносителя через реактор, м3/ч 84800 80000
Давление теплоносителя на выходе из активной зоны, МПа 15,7 16,0
Температура теплоносителя на входе в реактор, °C 291 293
Давление пара в паровом коллекторе парогенератора, МПа 6,27 6,27
188
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.39. Разрыв ГЦТ Ду 850
Расход теплоносителя из течи
Рис. 3.40. Разрыв ГЦТ Ду 850
Давление на выходе из активной зоны
189
Глава третья
резкому снижению давления в ней и к движению потока теплоноси-
теля через активную зону в обратном направлении (рис. 3.41). При
снижении давления в сборной камере ниже уставки вырабатывается
сигнал аварийной зашиты. С задержкой, определяемой инерционно-
стью приборов, формирующих сигнал, начинается движение органов
СУЗ для прекращения цепной реакции деления в активной зоне. Од-
нако снижение мощности (рис. 3.42) начинается раньше в связи с
введением отрицательной реактивности из-за вскипания теплоноси-
теля в активной зоне (рис. 3.43).
Снижение давления, срыв циркуляции теплоносителя в активной
зоне приводят к ухудшению теплоотвода от нее (рис. 3.44), возника-
ет кризис теплообмена на поверхности твэлов и начинается рост тем-
пературы их оболочек (рис. 3.45). При снижении давления в реакто-
ре ниже давления в емкостях САОЗ начинается подача из них борно-
го раствора (рис. 3.46), что вызывает некоторое снижение температур
оболочек твэлов.
Сигнал на включение насосов высокого и низкого давления фор-
мируется практически одновременно с сигналом АЗ. Подача борного
раствора этими насосами в первый контур с учетом транспортного
запаздывания начинается до окончания работы емкостей САОЗ. По-
ступление борного раствора из емкостей САОЗ и от насосов способ-
ствует снижению давления в первом контуре, некоторому улучше-
нию охлаждения активной зоны и обеспечивает постепенное запол-
нение реактора (рис. 3.47).
После опорожнения емкостей САОЗ расхолаживание активной
зоны обеспечивается насосами САОЗ. После опорожнения баков на-
сосы переключаются на забор теплоносителя из приямка защитной
оболочки реакторного отделения АЭС.
Хронологическая последовательность событий и работы оборудо-
вания и систем представлена в табл. 3.6.
Основным условием преодоления данного типа аварий является
обеспечение адекватного охлаждения активной зоны. Выполнение
приемочных критериев зависит от температурных условий в актив-
ной зоне. Поэтому в анализе уделяется большое внимание тепловому
состоянию активной зоны. Для рассмотрения выделяются наиболее
характерные элементы кассет: твэлы средней мощности, твэлы мак-
симальной мощности, твэлы у направляющих каналов для органов
СУЗ, сами направляющие каналы. Характер изменения максималь-
ной температуры оболочки твэла максимальной мощности в процес-
се аварии для реактора ВВЭР-1000 представлен на рис. 3.45.
190
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.41. Разрыв ГЦТ Ду 850
Расход теплоносителя на входе в активную зону
Рис. 3.42. Разрыв ГЦТ Ду 850
Относительная мощность тепловыделений в активной зоне
191
Глава третья
Рис. 3.43. Разрыв ГЦТ Ду 850
Средняя плотность теплоносителя в активной зоне
Рис. 3.44. Разрыв ГЦТ Ду 850
Относительный тепловой поток
192
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.45. Разрыв ГЦТ Ду 850
Максимальная температура оболочек твэлов
Рис. 3.46. Разрыв ГЦТ Ду 850
Суммарный расход теплоносителя от САОЗ
193
Объем воды в реакторе
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Таблица 3.6. Хронологическая последовательность событий
Время, с Событие
0,00 Исходное событие — разрыв ГЦТ на входе в реактор Обесточивание блока: — отключение всех ГЦН; - отключение систем основной и вспомогательной питательной воды; — отключение оборудования второго контура; — отключение системы подпитки и продувки первого контура; - отключение БРУ-К; - отключение энергоснабжения системы КД
0,03 Сигнал на срабатывание аварийной защиты
1,08 Начало движения органов СУЗ (с задержкой 1,05 с после достижения уставки по давлению в сборной камере реактора, равному 14,7 МПа)
2,00 Запуск дизель-генераторов и их нагружение по программе ступенчатого нагружения
5,03 Закрытие стопорных клапанов турбогенератора
7,50 Начало подачи борного раствора в реактор из двух емкостей в напорную камеру и одной емкости в сборную камеру
10,00 Достижение уровней в сборной и напорной камерах реактора минимальной отметки
12,00 Опорожнение компенсатора давления
40,00 Начало подачи борного раствора в первый контур насосами высокого и низкого давления
55,00 Прекращение подачи борного раствора из емкостей САОЗ
90,00 Начало повторного заполнения НКР
120,00 Начало подачи аварийной питательной воды в ПГ
Первый пик температуры оболочки твэла обусловлен возникнове-
нием кризиса теплообмена. Величина его зависит от тепла, аккуму-
лированного в топливе (рис. 3.48). Второй пик температуры зависит
от условий, формирующихся в процессе заполнения реактора бор-
ным раствором из емкостей и насосами САОЗ. При высокой темпе-
ратуре оболочки твэла возможно окисление ее в результате пароцир-
195
Глава третья
кониевой реакции. Рассчитывается локальная глубина окисления
оболочек твэлов. Для определения общей массы прореагировавшего
циркония выполняется анализ теплового состояния твэлов различ-
ной мощности. Полученные результаты сравниваются с приемочны-
ми критериями, и оценивается их выполнение.
Вклад аварий с потерей теплоносителя первого контура в вероят-
ность серьезного повреждения активной зоны зависит от состава
оборудования систем безопасности на конкретной станции, его ре-
зервирования и других факторов и по расчетам, выполненным для
некоторых станций, составляет несколько процентов от общей час-
тоты повреждения активной зоны реактора.
3.7
РЕАКТИВНОСТНЫЕ И ДРУГИЕ АВАРИИ,
СОПРОВОЖДАЮЩИЕСЯ ИСКАЖЕНИЕМ ПОЛЯ
ЭНЕРГОВЫДЕЛЕНИЯ В АКТИВНОЙ ЗОНЕ
3.7.1
Исходные события, приводящие к возникновению аварии
В проекте РУ ВВЭР-1 000 в качестве реактивностных и других аварий,
сопровождающихся резким изменением профиля энерговыделений в
объеме активной зоны, рассматриваются следующие:
• неуправляемое извлечение группы ОР СУЗ при работе на МКУ;
• неуправляемое извлечение группы ОР СУЗ при работе на мощности;
• ошибочное функционирование одного ОР СУЗ (неуправляемый
вывод одного ОР СУЗ при работе на мощности, падение одного
ОР СУЗ, статическое рассогласование в группе ОР СУЗ);
• подключение ГЦН ранее не работавшей петли;
• выброс одного ОР СУЗ;
• неисправности в системе подпитки первого контура и борного ре-
гулирования, приводящие к уменьшению концентрации борной
кислоты в первом контуре;
• ошибочная загрузка и работа кассеты в неправильном положении.
196
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Кроме вышеперечисленных режимов к искажению поля энерговы-
делений в активной зоне привадят режимы, при которых возникает
существенная неоднородность температурного поля или концентра-
ции бора на входе в реактор и в активную зону.
При отсутствии идеального межпетлевого перемешивания в реак-
торе это приводит к значительному перераспределению неравномер-
ности энерговыделений в активной зоне. Одним из таких режимов
является режим разрыва паропровода ПГ, относящийся к группе ре-
жимов с увеличением отвода тепла вторым контуром и характеризу-
ющийся резким снижением температуры теплоносителя в аварийной
петле и образованием значительной неоднородности поля темпера-
тур на входе в активную зону.
3.7.2
Потенциально опасные физические воздействия режимов на РУ
Режимы с неуправляемым извлечением группы и одного ОР СУЗ при
работе на МКУ характеризуются вводом положительной реактивнос-
ти и повышением нейтронной мощности реактора, что, в свою оче-
редь, приводит к повышению температуры топлива, температуры
теплоносителя и давления в первом контуре. Указанные последствия
потенциально могут привести к ухудшению теплообмена в активной
зоне реактора и, при недостаточном охлаждении наиболее теплона-
пряженных твэлов, к возникновению кризиса теплообмена. Рост
мощности потенциально может привести к превышению допустимой
радиально-усредненной энтальпии топлива. При возникновении
указанных последствий может произойти нарушение целостности
первого и второго барьеров безопасности (топливной матрицы и обо-
лочки). Рост давления первого контура также потенциально опасен с
точки зрения нарушения целостности первого контура.
Режим с неуправляемым извлечением одного ОР СУЗ приводит
также к значительной несимметричной деформации поля энерговы-
деления в активной зоне. При этом максимальные значения энерго-
выделения в твэлах имеют место в кассетах, расположенных вблизи
извлекаемого ОР СУЗ.
Падение одного ОР СУЗ приводит к снижению мощности реакто-
ра. В результате работы АРМ мощность реактора возвращается к ис-
ходному значению и происходит перераспределение энерговыделе-
197
Глава третья
ния в активной зоне реактора и в некоторых ТВС потенциально мо-
гут создаваться условия, при которых условия нормальной эксплуа-
тации будут превышены.
В режиме статического рассогласования положения ОР СУЗ про-
исходит изменение формы поля энерговыделения, приводящее к
возможности возникновения кризиса теплообмена в наиболее тепло-
напряженных твэлах.
В режиме с подключением ГЦН ранее не работавшей петли про-
исходят быстрое увеличение расхода теплоносителя и кратковремен-
ное снижение температуры теплоносителя на входе в реактор со сто-
роны подключаемой петли. Эти явления приводят к возникновению
несимметричного поля температур теплоносителя на входе в актив-
ную зону. Из-за отрицательного коэффициента реактивности по тем-
пературе теплоносителя и отсутствия идеального межпетлевого пере-
мешивания теплоносителя в напорной камере реактора происходят
локальный ввод положительной реактивности в активную зону, не-
симметричный рост мощности энерговыделений в объеме активной
зоны и, как следствие, рост давления в первом и втором контурах РУ.
Потенциально опасными последствиями режима являются возмож-
ность возникновения кризиса теплообмена, превышение допустимо-
го значения радиально-усредненной энтальпии топлива, превыше-
ние допустимых значений давления первого и второго контуров РУ.
Авария с выбросом одного ОР СУЗ из активной зоны сопровож-
дается быстрым вводом положительной реактивности, возрастанием
мощности реактора и потерей теплоносителя первого контура в ре-
зультате разрыва чехла привода СУЗ. В рассматриваемой аварии про-
исходит значительная деформация поля энерговыделения в активной
зоне. Совокупность вышеуказанных факторов может привести к по-
явлению кризиса теплоотдачи, повреждению оболочек твэлов, воз-
никновению плавления топлива и превышению допустимой ради-
ально-усредненной энтальпии топлива.
Режимы со снижением концентрации борной кислоты в теплоно-
сителе первого контура могут произойти в результате неправильной
работы системы нормальной подпитки первого контура и системы
борного регулирования. Возникновение режимов может быть вызва-
но ошибками оператора или неполадками системы нормальной под-
питки первого контура, что приводит к введению положительной ре-
активности в активную зону реактора. В случае несвоевременного
обнаружения понижения концентрации борной кислоты может про-
изойти несанкционированный рост мощности реактора и возник-
198
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
нуть опасность повреждения топливных элементов. Режимы с раз-
бавлением борной кислоты могут произойти в результате подачи чи-
стого конденсата в первый контур при перегрузке топлива, при пуске
реактора, при эксплуатации реактора на мощности, при подаче воды
из приямка в аварийном режиме и др.
Ошибочная загрузка и работа кассеты в неправильном положении
могут привести к незапланированному перераспределению энерговыде-
ления в объеме активной зоны реактора, в результате чего при выводе ре-
актора на номинальный уровень мощности могут быть нарушены усло-
вия безопасной эксплуатации реактора и возникает кризис теплообмена
с возможной разгерметизацией части твэлов. Кроме того, указанное
нарушение может привести к уменьшению эффективности аварийной
защиты и снижению уровня безопасности при эксплуатации АЭС.
Режимы с несимметричными возмущениями по температуре теп-
лоносителя на входе в реактор приводят к значительному перерас-
пределению поля энерговыделения в активной зоне. В частности, ре-
жим разрыва паропровода ПГ приводит к несимметричному по пет-
лям РУ расхолаживанию теплоносителя первого контура и (при от-
рицательном коэффициенте реактивности по температуре теплоно-
сителя и отсутствии идеального перемешивания теплоносителя в ре-
акторе) несимметричному росту мощности энерговыделений в объе-
ме активной зоны до момента срабатывания аварийной защиты. В
случае значительного расхолаживания первого контура и недостаточ-
ной эффективности введения отрицательной реактивности от ОР
СУЗ и борного раствора потенциально опасным последствием может
быть возникновение повторной критичности и повторное увеличе-
ние мощности реактора. Совокупность указанных последствий мо-
жет привести к повышению температуры оболочки и топлива в наи-
более теплонапряженных твэлах выше допустимых значений.
Проверка нежелательных воздействий на реакторную установку
заключается в проверке на соответствие приемочным критериям,
приведенным в табл. 3.1.
3.7.3
Системы и оборудование для ограничения последствий аварии
Для защиты активной зоны реактора и системы теплоносителя пер-
вого и второго контуров в реактивностных и других авариях, приво-
199
Глава третья
дящих к искажению поля энерговыделений в активной зоне, в проек-
те РУ предусмотрены следующие системы и оборудование: системы
нормальной эксплуатации, система управления и защиты реактора,
система внутриреакторного контроля, сбросные клапаны ПГ (БРУ-К,
БРУ-А и ИПУ ПГ), система основной, вспомогательной и аварийной
питательной воды в ПГ, система аварийного охлаждения активной зо-
ны, состоящая из активной и пассивной частей.
Значительное влияние на ограничение опасных последствий ре-
активностных аварий имеют свойства внутренней самозащищеннос-
ти реактора, т.е. обеспечение отрицательных обратных связей по тем-
пературе теплоносителя и топлива, положительной связи по плотно-
сти теплоносителя, а также ограничение эффективности одного ОР
СУЗ при выбросе и неуправляемом извлечении, достаточная эффек-
тивность АЗ и регулирующей группы.
В рассматриваемой категории режимов, приводящих к сущест-
венной деформации поля энерговыделения, ограничение последст-
вий аварии в значительной мере также определяется способностью
системы управления и защиты реактора обеспечить надежное сраба-
тывание АЗ при возникновении несимметричных возмущений в ак-
тивной зоне. Это обеспечивается достаточным количеством измери-
тельных каналов и комплектов защиты по АКНП и инерционностью
используемой аппаратуры.
В режиме статического рассогласования одного ОР СУЗ неправиль-
ное положение должно быть обнаружено по показаниям ДПЗ. При от-
клонении измеренных значений мощности в двух и более ТВС от рас-
четных, превышающих пределы суммарной погрешности расчета и
эксперимента, по сравнению с состоянием при регламентном положе-
нии всех ОР СУЗ, это рассогласование должно быть устранено за вре-
мя, существенно меньшее характерного времени выгорания топлива.
В режимах с неисправностью работы в системе подпитки первого
контура и борного регулирования, приводящих к уменьшению кон-
центрации борной кислоты в первом контуре, определяется время, в
течение которого не происходит превышения приемочных критериев,
и оператором должна быть идентифицирована причина нарушения
работы системы и приняты меры по прекращению этого нарушения.
В режимах с ошибочной загрузкой и работой кассеты в непра-
вильном положении в качестве меры защиты является обеспечение
возможности своевременного обнаружения этого факта при подъеме
мощности реактора и прекращение этого подъема на основе анализа
показаний СВРК (датчиков ДПЗ и термопар).
200
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
3.7.4
Приемочные критерии
Приемочные критерии рассматриваемой группы режимов представ-
лены в табл. 3.1.
3.7.5
Методология анализа
Целью анализа реактивностных аварий является подтверждение не-
превышения приемочных критериев безопасности, установленных
нормативными документами и техническим заданием на проект. Не-
обходимо подтвердить достаточность систем безопасности и выбран-
ных для их срабатывания параметров уставок и величин задержек.
Для выполнения анализа рассматриваемых аварий целесообразно
использовать расчетные коды с моделями пространственной кинети-
ки и неполного межпетлевого перемешивания теплоносителя в реак-
торе. Модель точечной кинетики реактора, используемая в про-
граммном комплексе ТРАП-97 и входящей в этот комплекс програм-
ме КАНАЛ-97, также может быть использована при проведении кон-
сервативного анализа. Однако при этом необходимо проведение
обоснования консервативности результатов и обеспечение этого
консерватизма, например, путем специфического задания исходных
данных (при учете изменения неравномерности энерговыделений в
ходе процесса на основе расчетов с использованием модели трехмер-
ного приближения) или другим путем.
Программные комплексы с трехмерным описанием нестационар-
ных теплогидравлических и нейтронно-физических процессов в ре-
акторе стали появляться относительно недавно параллельно с разви-
тием возможностей вычислительных средств. Актуальность исполь-
зования программ с трехмерным описанием нейтронной кинетики и
неполного перемешивания теплоносителя в активной зоне в реак-
тивностных авариях непосредственно вытекает из концепции посто-
янного повышения требований к безопасности и надежности АЭС с
ВВЭР. В различных организациях разработаны и разрабатываются
программы (комплексы), учитывающие трехмерную пространствен-
ную кинетику реактора и возможность учета неполного межпетлево-
201
Глава третья
го перемешивания в реакторе: РАДУГА (разработана в АЭП),
ATHLET/БИПРвКН (РНЦ КИ и GRS (ФРГ)), ТИГР-i (РНЦ КИ и
ОКБМ), NOSTRA (МИФИ, РНЦ КИ), КОРСАР/ВЗ (НИТИ).
В ОКБ «Гидропресс» апробируется программный комплекс ДКМ
для проведения анализов с учетом пространственной кинетики и мо-
дели неполного перемешивания в реакторе. Этот комплекс включает в
себя код ДИНАМИКА-97 (расчет общеконтурных параметров в пер-
вом и втором контурах РУ), код МАЗ-З (расчет пространственной ки-
нетики) и код КАМЕРА (расчет перемешивания в камерах реактора).
При выполнении анализа безопасности проектных реактивност-
ных аварий должен применяться консервативный подход.
Учитывается единичный отказ в работе оборудования, приводя-
щий к наиболее неблагоприятным последствиям рассматриваемого
режима. Работа систем нормальной эксплуатации учитывается только
в тех ситуациях, когда их влияние ухудшает последствия протекания
режима. Рассматривается возможность наложения обесточивания
АЭС в наиболее неблагоприятный момент аварии. Исходное состоя-
ние реактора и РУ выбирается консервативно с учетом отклонений в
пределах расчетной погрешности по следующим основным парамет-
рам: начальной мощности реактора, давлению первого и второго кон-
туров, расходу теплоносителя через реактор, температуре теплоноси-
теля на входе в реактор, по степени перемешивания теплоносителя в
НКР, по отклонению коэффициентов реактивности и другим ней-
тронно-физическим характеристикам. Значения уставок и блокиро-
вок и их задержек должны быть выбраны с учетом их неопределенно-
стей таким образом, чтобы обеспечить наиболее неблагоприятное
протекание рассматриваемого режима с точки зрения выполнения
приемочных критериев. Необходимо также учитывать возможность
возникновения ксеноновых колебаний и, вследствие этого, наличие
различных аксиальных профилей энерговыделения в исходном состо-
янии перед началом рассматриваемого режима в пределах Таблицы
допустимых режимов.
При проведении анализа аварий по модели пространственной ки-
нетики ряд физических параметров имеет погрешность. С целью полу-
чения наиболее неблагоприятных результатов расчета при проведении
консервативных анализов безопасности необходимо использовать
коррекцию нейтронно-физических характеристик активной зоны.
Консервативные допущения по нейтронно-физическим характе-
ристикам необходимо использовать из-за ограниченности знаний и
погрешности расчета, а также для того, чтобы охватить большое ко-
202
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
личество частных случаев протекания режима одним анализом. Ана-
лиз с наиболее реальным состоянием РУ также полезен для оценки
степени консерватизма проводимого расчета.
Для обеспечения возможности учета отклонений основных ней-
тронно-физических характеристик активной зоны применяемый код
должен обеспечивать возможность коррекции библиотеки констант
в пределах возможной погрешности, которую необходимо проводить
после окончания выгорания и достижения ожидаемого стационарно-
го состояния реактора.
Важнейшими из этих характеристик являются следующие:
• коэффициенты реактивности по температуре топлива, теплоно-
сителя, плотности теплоносителя и концентрации бора;
• эффективность регулирующих стержней;
• доля запаздывающих нейтронов;
• уровень остаточных тепловыделений;
• аксиальный профиль энерговыделения.
3.7.6
Примеры анализа для конкретных РУ
В качестве примеров проведения расчетного анализа реактивност-
ных режимов рассмотрены следующие пробные расчеты, выполнен-
ные с использованием разработанного в ОКБ «Гидропресс» про-
граммного комплекса ДКМ:
• выброс одного ОР СУЗ;
* подключение ГЦН ранее не работавшей петли.
Выброс одного ОР СУЗ
Расчет режима с выбросом одного ОР СУЗ проведен для РУ
ВВЭР-1000 с использованием 61 привода ОР СУЗ.
Для сравнения приведены некоторые параметры результатов рас-
чета этого режима по комплексу ДКМ и по коду ДИНАМИКА-97 с
использованием консервативных допущений.
В исходном состоянии мощность принята равной 104% от номи-
нального значения. Задержка на срабатывание АЗ после достижения
203
Глава третья
сигнала принята равной 1,0 с. Учитывается застревание одного наи-
более эффективного ОР СУЗ. В исходном состоянии предполагается,
что регулирующая десятая группа находится в полностью погружен-
ном положении и происходит выброс одного ОР СУЗ из этой группы.
Приняты отказы следующих систем нормальной эксплуатации: П31,
П32, УПЗ, ЭГСР.
Консервативно, с точки зрения наиболее высокого роста давле-
ния второго контура, принят отказ одного БРУ-А. Принят также от-
каз на включение одного дизель-генератора, вследствие чего не рабо-
тают один АПН и один насос аварийного впрыска бора.
При проведении анализа принято, что в момент выброса одного
ОР СУЗ происходит обесточивание АЭС. Указанное допущение при-
водит к более раннему возникновению кризиса теплообмена для на-
иболее теплонапряженных твэлов в активной зоне и более высоким
значениям температуры оболочки твэлов, а также к более высоким
значениям давления второго контура.
В табл. 3.7—3.8 приведены основные исходные данные для расче-
та и предельные кривые аксиального распределения мощности, ис-
пользованные в расчете, которые могут возникнуть из-за наличия
ксеноновых колебаний.
Влияние коэффициентов реактивности в пределах возможного
диапазона их изменения на ход протекания режима предварительно
оценивается, и выбирается наиболее консервативная их комбина-
ция, принимаемая при проведении расчета по модели точечной ки-
нетики по коду ДИНАМИКА-97. Коэффициент увеличения нерав-
номерности энерговыделения для наиболее теплонапряженных твэ-
лов при расчете по коду ДИНАМИКА-97 в момент начала выброса
через 0,01 с аварии консервативно принят равным 1,4. Это значение
и значение эффективности выброшенного ОР СУЗ приняты консер-
вативно по сравнению со значениями, полученными в результате
нейтронно-физических расчетов.
По результатам проведенного анализа получено, что наиболее вы-
сокие значения температуры топлива оболочки имеют место при вы-
боре исходного аксиального профиля энерговыделений, соответству-
ющего кривой 1 табл. 3.8.
При расчете с использованием пространственной кинетики по
комплексу ДКМ после окончания выгорания консервативно прове-
дена коррекция библиотеки констант (однородная для всех кассет
активной зоны) с целью уменьшения доли запаздывающих нейтро-
нов и времени жизни замедляющихся нейтронов, а также для учета
204
Таблица 3.7. Основные исходные данные для режима
с выбросом одного ОР СУЗ
Наименование параметра Значение
Исходная мощность реактора, МВт 3000+120
Давление первого контура на выходе из активной зоны, МПа 15,4
Давление пара на выходе из парового коллектора ПГ, МПа 6,37
Максимальная температура на входе в активную зону реактора, °C 292,0
Интегральная эффективность аварийной защиты с учетом застревания одного наиболее эффективного ОР СУЗ и нахождения регулирующей группы ОР СУЗ внизу активной зоны, % 5,1
Минимальный расход теплоносителя через реактор, м3/ч 80000
Время падения аварийной защиты, с 4,0
Инженерный коэффициент запаса, K_„w 1,16
Коэффициент реактивности по температуре топлива, 10-5/°С -1.8
Коэффициент реактивности по температуре теплоносителя, io-s/ec -9,8
Реактивность, вводимая в активную зону при выбросе одного ОР СУЗ, Р^ 0,4
Время жизни мгновенных нейтронов, мкс 18,1
Максимальное линейное энерговыделение с учетом инженерных коэффициентов запаса и отклонения мощности, Вт/см 448
Эквивалентный диаметр течи при разрыве чехла привода СУЗ, мм 58
Время выброса ОР СУЗ, с 0,1
погрешности исходного коэффициента реактивности по температуре
топлива и эффективности выброшенного ОР СУЗ.
Такая коррекция слабо влияет на исходное распределение нерав-
номерности энерговыделений в активной зоне. После ее проведения
значение эффективности выбрасываемого ОР СУЗ примерно соста-
205
Глава третья
Таблица 18. Кривые предельного распределения относительного
энерговыделения по высоте активной зоны
Наименование Значение
Координата по высоте, % 5 15 25 35 45 55 65 75 85 95
Кривая 1 0,29 0,70 1,14 1,37 1,47 1,47 1,37 1,14 0,70 0,29
Кривая 2 0,58 1,13 1,40 1,49 1,41 1,28 1,08 0,84 0,57 0,27
вило 0,4 Рэфф, а коэффициент реактивности по температуре топлива
в стационарном состоянии стал минимально-отрицательным, соот-
ветствующим приведенному в табл. 3.7. В анализе рассмотрены раз-
личные исходные аксиальные профили среднего энерговыделения
по высоте активной зоны, которые получены путем коррекции эф-
фективного коэффициента размножения по высоте активной зоны и
без этой коррекции. Проведен также расчет без учета ксенонового от-
равления в исходном состоянии. На основании проведенного анали-
за чувствительности результатов определено, что наиболее высокие
значения основных параметров, характеризующих выполнение кри-
териев безопасности, имеют место при рассмотрении исходной кри-
вой 1 аксиального профиля в соответствии с табл. 3.8 и отсутствии
отравления реактора.
На рис. 3.49-3.56 приведено изменение основных параметров РУ,
полученных по программному комплексу ДКМ и по коду ДИНАМИ-
КА-97 с использованием консервативных допущений. Результаты
проведенного анализа подтверждают выполнение проектных крите-
риев: максимальная температура топлива не превышает 2200 °C и не
превышает проектного критерия по отсутствию плавления топлива
2570 °C; максимальная радиально-усредненная энтальпия топлива не
превышает 600 Дж/г, что меньше проектного критерия 840 Дж/г; мак-
симальная температура оболочек твэлов не превышает 740 °C, что
меньше проектного критерия 1200 °C; локальная глубина окисления
оболочек твэлов 0,02%, что меньше проектного критерия 18%; доля
прореагировавшего циркония не более 0,01%, что меньше проектно-
го критерия 1%; максимальное давление первого и второго контуров
не превышает соответственно 15,8 и 8,23 МПа, что меньше проект-
ных критериев соответственно 20,3 и 9,0 МПа. Максимальные значе-
ния температуры и радиально-усредненной энтальпии топлива и
206
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Таблица 3.9
Время,с Последовательность событий
0,0 Начало выброса одного ОР СУЗ из горячего канала. Происходит полное обесточивание АЭС. Отключаются все ГЦН, ТПН, подпиточные насосы, системы регулирования давления в КД, не работают БРУ-К и ВПН. Осуществляется запуск систем безопасности. Начинается закрытие стопорных клапанов турбины
0,001 Происходит разрыв чехла привода ОР СУЗ
0,05 Достигается уставка на срабатывание АЗ по превышению уровня мощности 109% от номинальной. Задержка на срабатывание АЗ консервативно принята 1 с
0,1 ОР СУЗ полностью выброшен из активной зоны. Достижение максимальной мощности энерговыделений в активной зоне. Стопорные клапаны турбины полностью закрыты
1,1 Начало движения ОР СУЗ в активную зону по сигналу срабатывания АЗ
3,2 Открытие БРУ-А трех ПГ. Отказ на срабатывание БРУ-А ПГ петли 2
5,0 Прекращение подачи питательной воды от ТПН
5,1 ОР СУЗ полностью опущены в активную зону
4-800 Работа трех БРУ-А в режиме регулирования после достижения уставки на открытие
161 Начало подачи борного раствора от насосов аварийного впрыска бора в петлю 2 и петлю 3 по сигналу разности между температурой насыщения и максимальной температурой теплоносителя в горячих нитках менее 10 °C
800 Окончание расчета
оболочки твэла по коду ДИНАМИКА-97 выше по сравнению со зна-
чениями, полученными по программному комплексу ДКМ.
В табл. 3.9 приведена хронологическая последовательность собы-
тий в режиме выброса одного ОР СУЗ.
207
Глава третья
Рис. 3.49. Выброс одного ОР СУЗ. Расчет по комплексу ДКМ
/ - относительное энерговыделение в активной эоне; 2 - относительный тепловой
поток в активной эоне; 3 - относительный поток нейтронов в активной эоне
Рис. 3.50. Выброс одного ОР СУЗ. Расчет по комплексу ДКМ
/ - максимальная температура топлива; 2- максимальная температура оболочки
208
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.51. Выброс одного ОР СУЗ. Расчет по коду ДИНАМИКА-97
I - максимальная температура топлива в активной зоне; 2-максимальная температу-
ры оболочки в активной эоне
Рис. 3.52. Выброс одного ОР СУЗ. Расчет по комплексу ДКМ
Изменение максимальной радиально-усредненной энтальпии топлива в активной зоне
209
Глава третья
Рис. 3.53. Выброс одного ОР СУЗ
Изменение давления на выходе нз активной зоны
Рис. 3.54. Выброс одного ОР СУЗ
Изменение расхода теплоносителя на выходе из активной зоны
210
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.55. Выброс одного ОР СУЗ
1—4 - температура теплоносителя в холодной нитке петель 1-4
Рис. 3.56. Выброс одного ОР СУЗ
1-4-давление в ПГ петель 1-4
211
Глава третья
Подключение ЩН ранее не работавшей петли
Для режима с подключением ГЦН для РУ ВВЭР-1000 рассмотрен
случай его ошибочного подключения на мощности 71 % от номиналь-
ной в конце кампании стационарной топливной загрузки. Плановое
подключение ГЦН неработавшей петли должно осуществляться на
мощности 30% от номинальной, чтобы избежать нежелательного
увеличения мощности. Консервативно предполагается, что перевод
уставки на новый уровень мощности после отключения одного ГЦН
не был произведен (предполагается, что автоматический перевод ус-
тавки не реализован в проекте, а оператор допустил единичную ошиб-
ку, подключая ГЦН без предварительного снижения мощности).
Расчеты проведены с использованием моделей идеального переме-
шивания и неполного перемешивания в напорной камере реактора.
Исходное значение расхода теплоносителя через активную зону
составляет 12000 кг/с. Принято, что набор рабочих оборотов ГЦН
происходит в течение 9 с. Расчет режимов проведен как с введением
консервативных допущений по отклонению коэффициентов реак-
тивности от исходных значений и аксиального профиля энерговыде-
ления в активной зоне, так и без использования этих допущений. Пе-
речень рассмотренных вариантов приведен в табл. 3.10, 3.11.
В табл. 3.10 приведены предельные кривые аксиального профиля,
рассмотренные в анализе. В вариантах 1-3 (табл. 3.11) после оконча-
ния выгорания проведена коррекция библиотеки констант с целью
получения наиболее консервативной комбинации коэффициента ре-
активности по температуре топлива (dp/dtu) и по температуре тепло-
носителя (dp/dtc). Дополнительно рассмотрен профиль энерговыде-
ления, соответствующий стационарному отравлению реактора
(табл. 3.11, вариант 4).
Для варианта 1 был проведен сравнительный анализ результатов,
полученных по программному комплексу ДКМ и по коду
Таблица 3.10. Исходный аксиальный профиль энерговыделения
Наименование Номер участка по высоте активной зоны
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Кривая 1 0,34 0,75 1,10 1,32 1,49 1,50 1,32 1,10 0,75 0,34
Кривая 2 1,04 1,41 1,49 1,35 1,15 0,94 0,83 0,74 0,65 0,39
212
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Таблица 3.11. Перечень рассмотренных вариантов для режима
подключения ГЦН неработавшей петли
№ варианта Исходный аксиальный профиль мощности Отклонение коэффициентов реактивности Межпетлевое перемешивание dp/dtc. 1/-С-10* Ор/Лц, ус 10s
1 Кривая 1 Учитывается Идеальное -7,0 -1.8
2 Кривая 1 Учитывается Отсутствует -7,0 -1.8
3 Кривая 2 Учитывается Отсутствует -7,0 -1.8
4 При стационарном отравлении Не учитывается Отсутствует -5,3 -2.0
ДИНАМИКА-97. В последнем случае используются модель точечной
кинетики реактора и модель с идеальным перемешиванием в камерах
реактора, а коэффициенты реактивности приняты в соответствии с
данными табл. 3.11 для варианта 1.
Результаты расчета приведены на рисунках 3.57—3.68.
После подключения ГЦН в результате изменения расхода тепло-
носителя в подключаемой петле происходит неравномерное сниже-
ние входной температуры теплоносителя. Результаты сопоставления
расчетов по коду ДИ НАМ И КА-97 и комплексу ДКМ при одних и тех
же исходных предположениях для варианта 1 показывают относи-
тельную близость основных параметров, характеризующих выполне-
ние критериев безопасности. Результаты расчета с учетом введения
дополнительных консервативных предположений в пределах по-
грешностей показывают важность их учета. Так, максимальная тем-
пература топлива для вариантов с использованием консервативных
предположений выше, чем для варианта 4 с наиболее вероятным со-
стоянием активной зоны, примерно на 500 °C. По результатам расче-
та все приемочные критерии, приведенные в табл. 3.1, не превыша-
ются. Возможность термомеханического повреждения твэлов в ре-
зультате повышения мощности энерговыделений также должна быть
определена специальными исследованиями.
213
Глава третья
Kq, отн. ед.
Рис. 3.57. Распределение Kq между кассетами. Время - 14,5 с. Вариант 2
Рис. 3.58. Распределение температуры теплоносителя в поперечном
сечении на входе в активную зону в момент времени 14 с. Варианты 2-4
1 единица координаты по осям х и у - 23,6 см
Размер кассеты под ключ - 23,6 см
214
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.59. Изменение температуры теплоносителя на входе в реактор.
Варианты 1-4
/-4- петли 1-4
Рис. 3.60. Изменение расхода теплоносителя в петлях. Варианты 1-4
1—4—петли 1-4
215
Глава третья
Рис. 3.61. Изменение средней мощности реактора. Вариант 1
1 - расчет по коду ДИНАМИКА-97; 2 - расчет по комплексу ДКМ
р, отн.ш.
Рис. 3.62. Изменение суммарной реактивности. Вариант 1
1 - расчет по коду ДИНАМИКА-97; 2- расчет по комплексу ДКМ
216
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.63. Изменение минимального запаса до кризиса. Вариант 1
1 - расчет по коду ДИНАМИКА-97; 2— расчет по комплексу ДКМ
Рис. 3.64. Изменение максимальной температуры топлива. Вариант 1
1 - расчет по коду ДИНАМИКА-97; 2 - расчет по комплексу ДКМ
217
Глава третья
Рис. 3.65. Изменение средней мощности реактора
1—4— варианты 1—4
Рис. 3.66. Изменение максимальной температуры топлива
1-4-варианты 1-4
218
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.67. Изменение минимального запаса до кризиса
1-4- варианты 1—4
Рис. 3.68. Изменение Kq
1—4— варианты 1-4
219
Глава третья
3 8
НЕСТАЦИОНАРНЫЕ РЕЖИМЫ
ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ ЦЕЛОСТНОСТИ КОРПУСА РЕАКТОРА
3.8.1
Режимы и явления, приводящие к тепловому удару
на корпус реактора
Целостность корпуса реактора должна сохраняться на протяжении
всего срока службы станции, так как его разрушение в процессе экс-
плуатации будет носить катастрофический характер и не существует
технических мер по предотвращению последствий этого разрушения.
Целостность корпуса реактора обеспечивается запасом между его
несущей нагрузочной способностью и нагрузками, действующими на
корпус во время эксплуатации станции. Несущая нагрузочная спо-
собность корпуса реактора определяется его конструкцией и свойст-
вами материала. Свойства материала корпуса реактора в процессе
эксплуатации ухудшаются в результате нейтронного облучения, уста-
лости, термического старения и других механизмов, снижающих
способность корпуса противостоять хрупкому разрушению. Нагруз-
ки, действующие на корпус реактора и которые необходимо учиты-
вать при оценке его целостности, связаны главным образом с собы-
тиями, вызывающими быстрое охлаждение теплоносителя первого
контура при высоком давлении в нем и, соответственно, приводящи-
ми к тепловому удару на корпус. Таким образом, требуется, чтобы
свойства материала, конструкция и условия эксплуатации корпуса
реактора были такими, чтобы обеспечить его целостность (исклю-
чить хрупкое разрушение) при любых событиях (особенно, событиях
с тепловым ударом), которые могут произойти в процессе эксплуата-
ции станции.
При выборе исходных событий, приводящих к тепловому удару,
основная цель заключается в том, чтобы выбрать такие исходные со-
бытия, которые сами по себе являются тепловым ударом или совме-
стно с другими событиями могут привести к тепловому удару.
220
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Тепловой удар в основном реализуется в виде интенсивного и глу-
бокого локального (в виде холодных «языков») и/или общего (симме-
тричного) захолаживания корпуса реактора.
Соответственно, при выборе расчетных режимов для событий с
расхолаживанием необходимо учитывать следующие факторы, опре-
деляющие механизмы тепловых и механических нагрузок при тепло-
вом ударе:
• низкую конечную температуру теплоносителя в опускном канале
реактора;
• большую скорость снижения температуры теплоносителя;
• неравномерное охлаждение корпуса реактора, обусловленное хо-
лодными струями воды и их взаимодействием;
• высокое давление теплоносителя первого контура.
3.8.2
Специфика начальных и граничных условий для анализа
Исходными данными для проведения теплогидравлических расчетов
в обоснование сопротивления хрупкому разрушению корпуса реак-
тора являются проектные конструкционные, технические и тепло-
физические характеристики систем и оборудования РУ, нейтронно-
физические характеристики активной зоны.
Исходное состояние реакторной установки должно выбираться
таким образом, чтобы обеспечить необходимый консерватизм ре-
зультатов расчета с точки зрения сопротивления корпуса реактора
хрупкому разрушению (хрупкой прочности).
При проведении теплогидравлических расчетов начальное значе-
ние мощности реактора (горячее состояние или работа на номиналь-
ной мощности) должно приниматься в соответствии с видом терми-
ческого воздействия на корпус реактора (локального захолаживания
в виде холодных языков на металле опускного участка корпуса и/или
общего захолаживания корпуса реактора).
Исходные значения параметров теплоносителя первого контура (в
частности, начальные температура и давление, а также расход тепло-
носителя через активную зону) должны приниматься такими, чтобы
обеспечить возможно более напряженное состояние корпуса реакто-
ра перед началом термического воздействия.
221
Глава третья
Если в результате исходного события происходит открытие предо-
хранительных клапанов компенсатора давления или парогенерато-
ров, то принимается (если это приводит к консервативным результа-
там) их последующее закрытие в наихудший момент времени.
Потеря электропитания собственных нужд АЭС принимается как
дополнительный отказ в режимах, где это приводит к более консер-
вативным результатам с точки зрения теплового удара.
При проведении расчетов учитывается работа систем управления
и систем нормальной эксплуатации. Отказы элементов этих систем
(если это не являлось прямым следствием исходного события) при-
нимаются только в случае, если это приводит к более жестким по-
следствиям теплового удара на корпус реактора.
При проведении расчетов принимается, что действия оператора (в
соответствии с надлежащими инструкциями) возможны только через
30 мин с начала аварии. Если в процессе аварии оператор предприни-
мает действия, то принимается, что возможна одна ошибка операто-
ра (по истечении 30 мин), если эта ошибка приводит к неблагоприят-
ному влиянию на переходный процесс с точки зрения сопротивления
хрупкому разрушению.
Процесс расхолаживания первого контура реакторной установки
рассматривается до момента стабилизации параметров теплоносите-
ля первого контура.
3.8.3
Некоторые проблемы локальной теплогидравлики
При обосновании прочности корпуса реактора целью теплогидрав-
лического расчета являются обоснование выбора определяющих (с
точки зрения сопротивления хрупкому разрушению корпуса реакто-
ра) переходных режимов и получение исходных данных для последу-
ющих расчетов конструкционной прочности корпуса реактора.
В результате теплогидравлического расчета выбранного исходно-
го события должны быть получены следующие параметры в зависи-
мости от времени для расчетов температуры стенки корпуса реактора
и напряжений в ней:
• поле температур теплоносителя в опускном участке и камерах ре-
актора;
• давление теплоносителя в первом контуре.
222
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Теплогидравлические коды, используемые для анализа теплового
удара, должны правильно моделировать работу соответствующих си-
стем и механизмов первого и второго контуров и быть способны
описывать поведение реакторной установки в авариях с течами теп-
лоносителя первого и второго контуров, течами из первого контура
во второй и в других различных переходных режимах с захолажива-
нием.
Анализ работ по обоснованию целостности корпусов реакторов
зарубежных и российских АЭС показал, что для проведения теплоги-
дравлических расчетов большинства режимов с тепловым ударом до-
статочно одномерного кода с сосредоточенными параметрами.
Для проведения теплогидравлических расчетов режимов при
обосновании целостности корпусов реакторов АЭС с ВВЭР ис-
пользуются две общеконтурные программы (ДИНАМИКА-97 и
ТЕЧЬ-М-97) из Комплекса программ теплогидравлических расче-
тов нестационарных режимов ЯЭУ с ВВЭР ТРАП-97 (Теплогидрав-
лические расчеты аварийных процессов, редакция 1997 года), а
также исследование пространственного распределения температур
теплоносителя в объеме опускного участка реактора.
Важной характеристикой некоторых переходных режимов с теп-
ловым ударом на корпус реактора является стагнация (останов) пото-
ка теплоносителя в первом контуре реакторной установки. До тех
пор, пока поддерживается циркуляция теплоносителя, намного пре-
восходящая естественную циркуляцию в объеме опускного участка
из-за разницы температур теплоносителя в нем, можно принять, что
первый контур расхолаживается равномерно. Если происходит стаг-
нация потока, то процесс расхолаживания должен рассматриваться
более подробно.
Стагнация потока теплоносителя может наступить в режимах с те-
чью теплоносителя первого контура, например, при следующих со-
стояниях первого контура реакторной установки:
• главные циркуляционные насосы остановлены, течь компенсиру-
ется (расход в течь равен расходу подпитки), уровень остаточных
тепловыделений очень низок и принимается, что стагнация пото-
ка будет происходить при расходе через петлю, примерно равном
расходу впрыска от систем безопасности. Такое состояние харак-
терно для малых течей теплоносителя первого контура;
• главные циркуляционные насосы остановлены, течь некомпенси-
руемая (расход в течь превышает расход подпитки), что приводит
к оголению выходных (горячих) патрубков реактора и срыву есте-
223
Глава третья
ственной циркуляции теплоносителя. Такое состояние характер-
но для средних и больших течей теплоносителя первого контура;
• часть движущего напора в контуре, приходящаяся на опускной
участок реактора, сравнима с напорами естественной циркуляции
в опускном участке, определяемыми пространственной разницей
температур теплоносителя.
Режимы, в которых возможна стагнация потока теплоносителя
первого контура, рассматриваются в предположении ее более ранне-
го возникновения (более ранней стагнации потока теплоносителя
первого контура способствует наложение потери электропитания
собственных нужд АЭС на исходное событие).
Необходимо отметить, что температуры теплоносителя, получен-
ные в элементах первого контура (опускной участок, напорная и
сборная камеры реактора) по программам ДИ НАМ И КА-97 и
ТЕЧЬ-М-97, являются среднесмешанными, т.е. получены в результа-
те полного перемешивания теплоносителя, поступившего в расчет-
ный объем с имеющимся в этом объеме теплоносителем на каждом
временном шаге счета. При стагнации потока в первом контуре, ког-
да поведение потока жидкости в холодных нитках и опускном канале
определяется подъемными силами, результаты расчетов, полученные
по вышеупомянутым программам, не являются надежными. Для рас-
чета перемешивания жидкости в данных случаях необходимо приме-
нять особые методики.
В случаях со стагнацией потока роль теплогидравлических расче-
тов, выполненных по обшеконтурным программам, состоит в опре-
делении момента начала стагнации, начальных температур, давлений
и расходов в качестве граничных условий для проведения расчетов
перемешивания жидкости по специальным методикам.
3.8.4
Типичный спектр режимов
для оценки целостности корпусов ВВЭР-440 и ВВЭР-1000
На основании опыта проектирования и эксплуатации АЭС с ВВЭР
из номенклатуры переходных и аварийных режимов для последу-
ющих теплогидравлических расчетов рекомендуются следующие,
224
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
потенциально опасные с точки зрения теплового удара, исходные
события:
• спектр постулированных разрывов трубопроводов в пределах гра-
ницы давления теплоносителя первого контура;
• разрыв трубопровода между компенсатором давления и предохра-
нительным клапаном компенсатора давления;
• несанкционированное открытие предохранительного клапана
компенсатора давления;
• разрыв трубопровода подачи охлаждающей воды в корпус реакто-
ра от пассивной части САОЗ;
• разрыв главного циркуляционного трубопровода на входе в реактор;
• течи теплоносителя из первого контура во второй в парогенераторе:
- быстрое расхолаживание реакторной установки со скоростью
60 °С/ч после разрыва трубки парогенератора;
— отрыв крышки коллектора парогенератора;
• несанкционированное срабатывание систем аварийного охлажде-
ния активной зоны при разогреве, расхолаживании или работе на
мощности;
• нарушения в работе систем химического и объемного контроля;
• несанкционированное открытие БРУ-А, БРУ-К или предохрани-
тельного клапана парогенератора с их последующей непосадкой;
• ряд разрывов паропровода внутри и снаружи защитной оболочки;
• разрыв трубопровода питательной воды парогенератора;
• работа контура на «вялой» естественной циркуляции, особенно с
различными состояниями в ПГ.
Следует отметить, что приведенный перечень исходных событий яв-
ляется примерным, а окончательный выбор исходных событий, приво-
дящих к тепловому удару, и особенно исходные предпосылки для про-
ведения теплогидравлических расчетов должны приниматься для каж-
дой конкретной станции с учетом специфики работы ее систем.
3.8.5
Примеры анализа для конкретных РУ
В качестве варианта сценария с общим захолаживанием корпуса
реактора представлен расчет режима течи эквивалентным диаметром
50 мм вблизи выходного патрубка реактора четвертой петли реакторной
225
Глава третья
установки с ВВЭР-1000 (5-й блок Балаковской АЭС). Расчет прово-
дился с потерей электропитания собственных нужд АЭС в момент
возникновения течи при условии, что начальное значение мощности
реактора соответствует нахождению РУ в горячем состоянии.
При проведении расчета учтена работа следующих систем, подаю-
щих охлаждающую воду в первый контур.
Пассивная система САОЗ: в работе четыре канала этой системы с
подачей воды от двух емкостей в НКР и от двух других емкостей в
СКР.
Активная система САОЗ: в работе три канала системы аварийного
охлаждения активной зоны реактора высокого давления и три кана-
ла системы аварийного охлаждения активной зоны реактора низкого
давления. Подача борного раствора от насосов аварийного охлажде-
ния активной зоны реактора высокого давления осуществляется в хо-
лодные нитки петель 1-3 в районе входного патрубка реактора. По-
дача от насосов низкого давления аварийного охлаждения активной
зоны реактора осуществляется следующим образом: от одного насо-
са подача осуществляется в горячую и холодную нитки второй петли,
от второго и третьего насосов — в линии емкостей, соединенных с
НКР и СКР.
Температура подаваемого борного раствора принята 20 °C при по-
даче из баков САОЗ, 55 °C — при подаче из емкостей САОЗ.
Работа систем нормальной эксплуатации не учитывалась в связи с
принятым допущением об обесточивании АЭС.
Результаты расчета представлены на рис. 3.69-3.72.
Течь диаметром 50 мм приводит к снижению давления теплоноси-
теля первого контура. Компенсатор давления опорожняется к 100 с пе-
реходного процесса. С 110 с переходного процесса начинают подавать
борный раствор в первый контур насосы аварийного охлаждения ак-
тивной зоны реактора высокого давления, а с 242 с аварийного процес-
са при снижении давления в первом контуре менее 5,9 МПа начинают
периодически срабатывать емкости САОЗ. Работа насосов аварийного
охлаждения активной зоны реактора высокого давления и кратковре-
менная работа емкостей приводят к компенсации течи и стабилизации
параметров реакторной установки с 2000 с аварийного процесса.
После окончания выбега ГЦН и прекращения пульсаций расхода
теплоносителя, связанных с работой емкостей САОЗ на 1000 с ава-
рийного процесса, во всех петлях циркуляционного контура проис-
ходит стагнация потока теплоносителя, расход в петлях 1-3 равен
расходу охлаждающей воды, подаваемой от насосов САОЗ.
226
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.69. Течь диаметром 50 мм
- давление на входе в активную зону; 2 - давление на выходе из активной зоны;
J давление в компенсаторе давления
227
Глава третья
Рис. 3.71. Течь диаметром 50 мм
1-4 _ расходы теплоносителя из петель 1-4
Рис. 3.72. Течь диаметром 50 мм
1—5- температура теплоносителя в расчетных элементах опускного участка и НКР
228
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Подача холодной воды от САОЗ приводит к быстрому захолажи-
ванию теплоносителя первого контура, и к 1000 с аварийного процес-
са температура теплоносителя в опускном участке и НКР становится
равной температуре охлаждающей воды.
Давление теплоносителя первого контура стабилизируется к 1700 с
переходного процесса на уровне ~6,4 МПа и остается таким до конца
расчета.
В качестве примера сценария с возникновением холодного языка
в опускном участке корпуса реактора представлен вариант расчета те-
чи эквивалентным диаметром 80 мм вблизи входного патрубка реак-
тора на четвертой петле реакторной установки с ВВЭР-1000 (5-й блок
Балаковской АЭС). Расчет проводился с учетом потери электропита-
ния собственных нужд АЭС в момент возникновения течи при
условии, что начальное значение мощности реактора соответствует
номинальному значению с учетом положительной погрешности
(104% NII0M).
При проведении расчета учтена работа следующих систем, подаю-
щих охлаждающую воду в первый контур.
Пассивная система САОЗ: в работе два канала этой системы с по-
дачей воды от одной емкости в НКР и от другой — в СКР.
Активная система САОЗ: в работе один канал системы аварийно-
го охлаждения активной зоны реактора высокого давления и один
канал системы аварийного охлаждения активной зоны реактора низ-
кого давления. Подача борного раствора от насоса аварийного ох-
лаждения активной зоны реактора высокого давления осуществляет-
ся в холодную нитку второй петли. Подача от насоса аварийного ох-
лаждения активной зоны реактора низкого давления осуществляется
в горячую и холодную нитки той же второй петли.
Температура подаваемого борного раствора принята 20 °C из ба-
ков САОЗ, 55 °C из емкостей САОЗ.
Работа систем нормальной эксплуатации не учитывалась в связи с
принятым допущением об обесточивании АЭС.
Результаты расчета представлены на рис. 3.73-3.77.
Течь диаметром 80 мм вызывает снижение давления теплоносите-
ля первого контура, что на 40 с аварийного процесса приводит к
вскипанию теплоносителя в сборной камере реактора, появлению
уровня в ней и последующему опорожнению на 490 с. На 64 с пере-
ходного процесса начинается подача борного раствора в первый кон-
тур насосом аварийного охлаждения активной зоны реактора высо-
кого давления, а с 300 с аварийного процесса при снижении давления
229
Глава третья
Рис. 3.73. Течь диаметром 80 мм
/ - давление на входе в активную зону; 2 — давление на выходе из активной зоны;
J-давление в компенсаторе давления
Рис. 3.74. Течь диаметром 80 мм
] - расход теплоносителя в течь; 2 - суммарный расход подпитки от САОЗ
230
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.75. Течь диаметром 80 мм
1~4- расходы теплоносителя на выходе из петель 1-4
Рис. 3.76. Течь диаметром 80 мм
1-5 - температура теплоносителя в расчетных элементах опускного участка и НКР
231
Глава третья
Рис. 3.77. Течь диаметром 80 мм
1-4-температура теплоносителя на выходе из петель 1—4
в первом контуре менее 5,9 МПа начинается подача борного раство-
ра от емкостей САОЗ. На 800 с начинается подача борного раствора
от насоса аварийного охлаждения активной зоны низкого давления.
Работа активных и пассивных частей САОЗ приводит к превышению
расхода подпитки над расходом в течь, и на 2500 с аварийного про-
цесса начинается заполнение КД, а с 2850 с - заполнение СКР.
После окончания выбега ГЦН и прекращения пульсаций расхода
теплоносителя, связанных с работой емкостей САОЗ, на 3200 с пере-
ходного процесса в холодных нитках циркуляционных петель на вхо-
де в реактор устанавливается следующее состояние.
В первой петле расход отсутствует вследствие стагнации потока
теплоносителя.
Во второй петле также происходит стагнация потока, а расход на
выходе из петли равен расходу от насоса аварийного впрыска бора,
поток воды от которого образует холодный язык на опускном участ-
ке корпуса реактора (что хорошо видно на рис. 3.77).
В третьей петле устанавливается естественная циркуляция тепло-
носителя с расходом ~90 кг/с.
В четвертой (аварийной) петле расход отрицательный и равен рас-
ходу теплоносителя в течь.
232
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
После 3000 с аварийного процесса давление теплоносителя перво-
го контура стабилизируется и составляет 1,5 МПа.
3.9
НЕСТАЦИОНАРНЫЕ РЕЖИМЫ ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ
ЦИКЛИЧЕСКОЙ ПРОЧНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ
3.9.1
Режимы и явления, приводящие к силовому
и температурному нагружению оборудования
В природе не существует абсолютных стационарных режимов, в ко-
торых все параметры, влияющие на процессы развития режимов
и/или состояния (свойства теплоносителя, конструкций), неизмен-
ны во времени.
Обычно в ядерной энергетической установке к стационарным от-
носятся режимы с постоянной энергетической нагрузкой и колеба-
ниями термодинамических параметров в пределах разрешенной ди-
намической погрешности процесса ручного или автоматического
управления.
Переход от одного стационарного состояния к другому РУ совер-
шается посредством переходного процесса (динамического режима),
в котором возникают различные дополнительные силовые и темпе-
ратурные нагружения узлов оборудования как за счет изменения дав-
ления теплоносителя, так и за счет температурных деформаций. При
заметном количестве переходных процессов создаются соответству-
ющие циклические нагружения узлов оборудования, влияющие на их
повреждаемость*. Поэтому при расчете ресурса оборудования по на-
коплению повреждаемости эти циклические нагружения необходимо
учитывать.
* Повреждаемость: отношение количества накопленных узлом конструкции цик-
лов нагружения к числу циклов, разрушающих узел (при соответствующих пара-
метрах).
233
Глава третья
Помимо переходных контурных режимов, имеющих место в нор-
мальных, с нарушением в работе оборудования и в аварийных режи-
мах, имеют место динамические процессы в стационарных режимах
работы РУ, вносящие существенный, во многих случаях определяю-
щий вклад в накопление повреждаемости узлов оборудования и сни-
жение их надежности и безопасности РУ в целом.
Возмущения, наносимые реакторной установке в стационарных
режимах, могут иметь различную природу и значимость. Это:
• перерегулирование и колебания параметров в системах управле-
ния;
• гидродинамическая неустойчивость в отдельных узлах;
• кавитация, эрозия по тракту теплоносителя;
• схема или компоновка оборудования, создающая возможность
стратификации потоков по температуре, возможность скопления
газов, застойных зон;
• наводороживание металла;
• вибрация элементов РУ;
• гидравлические удары;
• неустойчивость зоны кипения;
• зоны ухудшенного теплообмена;
• другие динамические локальные процессы и микропроцессы.
Некоторые из этих процессов влияют на величину амплитуды и
частоту волн деформации узлов оборудования, в частности на изме-
нение структуры металла, охрупчивание, накопление повреждаемо-
сти и т.д.
Все перечисленные динамические локальные и микропроцессы
должны быть рассчитаны теоретически, по результатам приняты за-
щитные меры, при необходимости проведены экспериментальные
работы и проверка на натурных установках в период пусконаладоч-
ных работ и в процессе эксплуатации.
К силовому нагружению элементов и оборудования РУ приводят
режимы, в которых происходит повышение или снижение давления
в первом или во втором контуре. К температурному нагружению эле-
ментов и оборудования РУ приводят режимы, в которых происходит
повышение или снижение температуры среды в первом либо во вто-
ром контуре. Как правило, в нестационарных режимах одновремен-
но происходит силовое и температурное нагружение элементов и
оборудования РУ. Причинами возникновения нестационарных ре-
жимов могут быть также:
234
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
1) отказы в электроснабжении элементов и оборудования РУ от
внешних источников электрической энергии;
2) отказы в работе штатного оборудования РУ;
3) короткие замыкания в цепях энергоснабжения;
4) ранний износ или повышенная коррозионная изношенность
отдельных узлов, элементов или оборудования;
5) отказы измерительных приборов, задействованных на форми-
рование команд и их передачу на исполнительные органы различно-
го оборудования;
6) человеческий фактор — ошибки оперативного персонала при
производстве штатного управления системами и оборудованием.
3.9.2
СПЕЦИФИКА НАЧАЛЬНЫХ И ГРАНИЧНЫХ УСЛОВИЙ
ДЛЯАНАЛИЗА
Проектом предусмотрено определенное количество циклов возник-
новения конкретного нестационарного режима за срок службы РУ.
Температурное и силовое нагружения элементов конструкции РУ за-
висят от величины амплитуды изменяющихся параметров среды пер-
вого и второго контуров в конкретном нестационарном режиме, от
условий на границе раздела между теплоносителем и элементом кон-
струкции РУ (граничные условия) и исходных величин параметров
среды первого и второго контуров. Точное знание величины исход-
ных параметров среды первого и второго контуров невозможно, так
как проектом РУ им определен диапазон регулирования, а также из-
за погрешности измерения контролируемых параметров измеритель-
ными приборами. Погрешность измерительных приборов определя-
ется допусками этих приборов на измеряемые параметры. Учесть в
расчетном режиме все многообразие влияющих факторов на проте-
кание расчетного нестационарного режима практически невозмож-
но. Поэтому в каждом конкретном нестационарном режиме необхо-
димо анализировать условия, упрощающие расчетный режим, кото-
рые не снижают достоверности рассчитываемых параметров, но и не
являются излишне консервативными. Одним из упрошенных расчет-
ных путей могут быть условия, когда величины исходных параметров
среды первого и второго контуров в нестационарном режиме можно
235
Глава третья
принять равными проектным расчетным значениям стационарного
режима без их отклонения в диапазоне регулирования. Но такой при-
ем для значительного количества режимов неприемлем. Незначи-
тельное отклонение какого-либо параметра в сторону его повышения
или понижения в отдельных экстремальных точках (экстремумы па-
раметров) их изменения может кардинально изменять дальнейшее
протекание режима. Например, в ряде режимов не годится использо-
вание максимальных значений всех параметров РУ с учетом их по-
грешности измерения и отклонения в результате их регулирования. В
таких случаях снижение параметра, отвечающего за включение в ра-
боту другого оборудования или системы РУ, может не достигнуть ве-
личины, при которой должно произойти его включение (блокировка
включения конкретного оборудования или систем). Включение же
этого оборудования или систем может существенно повлиять отри-
цательным образом на циклическое нагружение всех или части узлов
конструкции РУ. Поэтому в каждом конкретном расчетном нестаци-
онарном режиме изыскивается наиболее оптимальный вариант на-
чальных и граничных условий для его анализа. Такой подход во мно-
гих случаях снижает степень консерватизма, но не искажает досто-
верность расчетных режимов требованиям анализа прочности при
циклическом нагружении конструкционных узлов и элементов РУ
температурными и силовыми воздействиями.
3.9.3
НЕКОТОРЫЕ ЛОКАЛЬНЫЕ ЭФФЕКТЫ
При работе РУ на мощности возникают локальные изменения пара-
метров в различных ее узлах и элементах. Это связано как с конструк-
тивными особенностями узлов, так и с фундаментальными физиче-
скими процессами, присущими только реакторам типа ВВЭР. Зона-
ми локального изменения параметров РУ могут быть:
1) максимально энергонапряженный канал активной зоны;
2) застойные зоны теплоносителя в корпусе реактора выше его
выходных патрубков и в объемах коллекторов парогенераторов по
первому контуру, расположенных выше трубного пучка;
3) сектор захолаживания активной зоны при подаче холодной во-
ды в реактор через одну-две циркуляционные петли;
236
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
4) узлы, контактирующие со средой, значительно отличающейся
по своим параметрам от аналогичных параметров теплоносителя РУ
(например, патрубки и штуцеры подачи холодной воды в элементах
первого контура).
Рассмотрим влияние локальных параметров на температурное и
силовое нагружения узлов и оборудования РУ для анализа обоснова-
ния их циклической прочности.
Максимально энергонапряженный канал не оказывает влияния
на циклическую прочность узлов и оборудования РУ. Это обусловле-
но следующими причинами. Число каналов с максимальной энерго-
напряженностью твэлов составляет незначительную часть по отно-
шению к общему их количеству в активной зоне. Несмотря на то, что
подогрев теплоносителя в таких каналах выше, чем в каналах с мень-
шим энерговыделением, поток его при выходе из канала перемеши-
вается с теплоносителем менее энергонапряженных каналов. Темпе-
ратурное поле перемешанного теплоносителя выравнивается. При
дальнейшем продвижении такого теплоносителя по контуру цирку-
ляции его температурное воздействие на все узлы конструкции пер-
вого контура будет одинаковым.
Теплоноситель, занимающий объем выше верхних патрубков кор-
пуса реактора, не участвует в принудительной циркуляции по перво-
му контуру, образуя застойную зону. Прогрев и охлаждение его воз-
можны естественной циркуляцией, которая в этом объеме затрудне-
на, и частично теплопроводностью. Этот фактор учитывается для уз-
лов корпуса реактора, расположенных в этой зоне. При расхолажива-
нии РУ в нестационарных режимах предусмотрен слив теплоносите-
ля этого объема по линии газоудаления. Аналогичный теплогидрав-
лический процесс происходит в объемах коллекторов парогенерато-
ров по первому контуру. В РУ В-1000 для них также предусмотрена
система газоудаления, по которой можно сливать теплоноситель пер-
вого контура, увеличивая охлаждение этих объемов коллекторов. Од-
нако застойные объемы коллекторов в большинстве нестационарных
режимов могут успешно охлаждаться паровой либо пароводяной фа-
зами котловой воды парогенераторов.
В нестационарных режимах предусмотрены системы и оборудова-
ние, которые подают холодную воду в разные точки первого контура.
Например, холодная вода может подаваться в одну-две петли в точ-
ках, расположенных перед всасом теплоносителя в ГЦН. Температу-
ра подаваемой холодной воды может значительно отличаться от тем-
пературы теплоносителя и поверхности металла в узлах ее поступле-
237
Глава третья
ния в первый контур. В таком случае возникает значительный гради-
ент температуры в местах контакта холодной воды с конструкцион-
ными материалами узлов первого контура. Этот фактор также учиты-
вается при расчете температурных условий таких конструкций.
В режимах с работающими ГЦН холодная вода, поступающая в
холодные нитки циркуляционных петель от соответствующих сис-
тем, полностью перемешивается и поступает в опускной участок кор-
пуса реактора со среднесмешанной температурой. Этот поток тепло-
носителя частично перемешивается с теплоносителем, поступающим
из других циркуляционных петель в опускной участок. Несмотря на
это, полного выравнивания температуры теплоносителя на входе в
каналы активной зоны может не произойти. Если реактор работает
на мощности, то поступающий на вход в каналы теплоноситель с по-
ниженным значением температуры вызывает повышение его локаль-
ной мощности в секторе захолаживания активной зоны из-за влия-
ния коэффициентов реактивности по плотности и температуре теп-
лоносителя. Увеличивается и полная мощность реактора. В расчетах
нестационарных режимов с работающими ГЦН влияние холодной
воды, поступающей в первый контур, не является сколько-нибудь
значительным из-за относительно малых ее расходов, отчего по этой
причине не происходит сколько-нибудь заметного повышения мощ-
ности реактора. Следовательно, все параметры среды первого и вто-
рого контуров «не чувствуют» воздействия поступающей в первый
контур холодной воды.
В режимах с остановленным ГЦН, когда РУ работает на естест-
венной циркуляции, холодная вода может совсем не перемешиваться
с теплоносителем петли. Поступая холодной струей в опускной учас-
ток корпуса реактора, она частично перемешивается с теплоносите-
лем, поступающим из других петель. Такое перемешивание будет
меньше, чем при работе ГЦН. Поскольку при отключенных ГЦН ре-
актор должен находиться в подкритическом состоянии, то повыше-
ния мощности реактора может не произойти. Поэтому такая ситуа-
ция не повлияет на температурный режим теплоносителя в активной
зоне. Более «холодный» теплоноситель сектора активной зоны,
пройдя через каналы, смешается с теплоносителем других каналов
активной зоны, и его температурное поле выровняется. Дальнейшее
воздействие такого теплоносителя на узлы и оборудование по конту-
ру циркуляции будет одинаковым.
Однако вялая естественная циркуляция может привести к скопле-
нию холодной воды в некотором локальном месте. При включении
238
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
ГЦН холодный «снаряд» может внести недопустимый положитель-
ный вклад в реактивность активной зоны.
Так же как и другие динамические локальные задачи, задача воз-
действия холодной струи на металл циркуляционной петли и опуск-
ного участка корпуса реактора должна решаться подробно и отдель-
но от контурных задач с использованием из них необходимых гра-
ничных условий.
3.9.4
Типичный спектр нестационарных режимов
Для обоснования циклической прочности оборудования РУ проек-
том предусматривается спектр нестационарных режимов, который
содержит перечень нормальных условий эксплуатации, нарушения
нормальных условий эксплуатации и аварийных ситуаций. В табл.
3.12-3.14 приведен перечень типичного спектра режимов для РУ
ВВЭР-440. В табл. 3.15-3.17 приведен перечень типичного спектра
режимов для РУ ВВЭР-1000.
Таблица 3.11 Нормальные условия эксплуатации (ВВЭР-440)
Наименование режимов Количество циклов за срок службы
1. Нормальный пуск из холодного состояния 120
2. Пуск из полугорячего состояния 60
3. Нормальная (плановая) остановка с расхолаживанием до холодного состояния 120
4. Нормальная (плановая) остановка с расхолаживанием до полугорячего состояния 60
5. Аварийная остановка (включая ложное срабатывание аварийной защиты) 90
6. Пуск из горячего состояния после аварийной остановки 90
7. Сброс нагрузки со 100% N„o„ до мощности собственных нужд (около 10% N^) 30
239
Глава третья
Таблица 3.12 (продолжение)
Наименование режимов Количество циклов за срок службы
8. Быстрый пуск с уровня мощности собственных нужд (10% NH0M) до 100% NH0M 30
9. Ступенчатое снижение мощности со 100 до 50% NHOU 120
10. Ступенчатое повышение мощности с 50 до 100% NH0M 120
11. Изменение нагрузки на 2-5% NH0H в интервале 10-105% NH0U с минимальной паузой между циклами не менее 1 мин Не ограничено
12. Ступенчатое изменение нагрузки (повышение или понижение) на 5-10% NH0M без повышения номинальной мощности 20000
13. Стационарный режим при номинальных параметрах Нс ограничено
14. Отключение ПВД при работе парогенераторов на мощности 250
15. Отключение/подключение циркуляционной петли (ввод в горячий резерв/ввод в работу из горячего резерва) 140/140
16. Гкдроиспытания РУ в целом: — на прочность — на плотность 32 70
17. Гидроиспытания петель (парогенераторов по первому контуру): — на прочность — на плотность 45 75
18. Гидроиспытания петель (парогенераторов по второму контуру): — на прочность — на плотность 30 70
19. Срабатывание ИПУ парогенератора при пусках блока (плановая проверка от ключа управления) 80
20. Срабатывание ИПУ компенсатора давления при пусках блока (плановая проверка от ключа управления) 65
240
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Таблица 3.12 (окончание)
Наименование режимов Количество циклов за срок службы
21. Незапланированное отключение/включение ГЦН 20/20
Примечания:
холодное состояние - реактор подкритичен, температура теплоносителя в
первом контуре в интервале 90-70 °C;
полугорячее состояние - реактор подкритичен не менее 1%, температура теп-
лоносителя в первом контуре в интервале ниже 255 °C - выше 70 °C;
горячее состояние - реактор находится в критическом состоянии на МКУ
мощности или подкритичен не менее 1%, температура теплоносителя в пер-
вом контуре 255-268 °C, давление в первом контуре 12,26±0,2 МПа;
перечень расчетных режимов может меняться в зависимости от требований
проекта РУ.
Таблица 3.13. Нарушение нормальных условий эксплуатации
(ВВЭР-440)
Наименование режимов Количество циклов за срок службы
1. Полное осушение одного парогенератора по второму контуру без снижения давления со стороны второго контура 3
2. Заполнение осушенного парогенератора по второму контуру 3
3. Заклинивание ГЦН 1
4. Вывод из строя ПЭН и невключение резервного насоса 10
5. Полное обесточивание блока 10
6. Подача в парогенератор воды с температурой в диапазоне 5—40 °C от ДСАП с применением ДНУ 5
7. Неуправляемое движение вверх кассет АРК с рабочей скоростью со срабатыванием аварийной защиты 3
8. Обесточивание трех ГЦН из шести (пяти, четырех, трех) работающих 5
241
Глава третья
Таблица 3.13 (окончание)
Наименование режимов Количество циклов за срок службы
9. Прекращение подачи основной питательной воды 3
10. Подача холодной воды в первый контур системой аварийной подпитки первого контура при номинальных параметрах РУ 8
11. Срабатывание ИПУ парогенератора при работе на мощности с открытием и закрытием по уставке 20
12. Срабатывание ИПУ компенсатора давления при работе на мощности с открытием и закрытием по уставке 3
Таблица 3.14. Аварийные ситуации (ВВЭР-440)
Наименование режимов Количество циклов за срок службы
1. Разрыв паропровода парогенератора 1
2. Разрыв главного парового коллектора 1
3. Разрыв трубопровода питательной воды 1
4. Непосадка ИПУ парогенератора 2
S. Непосадка ИПУ компенсатора давления 1
б. Выброс кассеты АРК из активной зоны в результате разрыва чехла СУЗ 1
7. Разрыв теплообменной трубки парогенератора Два случая на одном ПГ, но нс более шести случаев в сумме на блок
8. Разрыв трубопроводов первого контура Ду 100 и менее 3
242
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Таблица 3.15. Нормальные условия эксплуатации (ВВЭР-1000)
Наименование режимов Количество циклов за срок службы Конечное состояние
I. Заполнение оборудования рабочей средой и уплотнение оборудования: — реактора — остального оборудования 120 60
2. Гидроиспытания на прочность и плот- ность первого и второго контуров: — на плотность — на прочность 100 30
3. Разогрев из холодного состояния до горячего со скоростью до 20 °С/ч: - после останова и перезагрузки топлива — после холодного останова 120 180 Горячее
4. Плановое расхолаживание со скоростью 30 °С/ч, включая аварийные непланированные циклы 300
5. Ступенчатое изменение нагрузки на 20Я от текущей мощности для суточного и недельного регулирования 150
6. Работа на мощности, включая работу на трех и двух циркуляционных петлях Не ограничено
7. Ложное срабатывание аварийной защиты 150
8. Включение ГЦН в соответствии с регламентом 230 на каждый
9. Плановое отключение ГЦН после снижения мощности до требуемых пределов 220 на каждый
10. Отключение ПВД и последующее их включение 300
11. Испытание ИПУ компенсатора давления 50 на каждый Горячее
12. Испытание ИПУ парогенератора 50 на каждый Горячее
13. Испытание пассивной САОЗ 100
243
Глава третья
Таблица 3.15 (окончание)
Наименование режимов Количество циклов за срок службы Конечное состояние
14. Падение органов СУЗ: — единичные падения - падение группы 150 10
15. Испытание защитной оболочки по специальной программе: — спринклерной системы водой - на плотность - на прочность 1 30 10
16. Дренирование и разуплотнение оборудования первого и второго контуров 60
17. Перегрузка топлива и обслуживание ВКУ 30
18. Эксплуатация на выбеге реактивности в конце топливного цикла 30
19. Останов до горячего состояния и пуск от него 1200
20. Нарушение в работе блока: — сброс нагрузки до собственных нужд с частичной мощности — сброс нагрузки до собственных нужд с номинальной мощности 30 90
21. Сброс нагрузки турбины до холостого хода 180
22. Изменение мощности реактора на ±2% номинальной при эксплуатации на стационарной мощности 2,10*
23. Изменение давления при горячем состоянии РУ на ±0,13 МПа 10s
24. Снижение уровня воды в паро- генераторе при горячем состоянии РУ на ±150 мм 500
244
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Таблица 3.16. Нарушение нормальных условий эксплуатации
(ВВЭР-1000)
Наименование режимов Количество циклов за срок службы Конечное состояние
1. Частичная потеря принудительного расхода теплоносителя: - отключение одного ГЦН - отключение нескольких ГЦН 100 30 Горячее
2. Непреднамеренное закрытие БЗОК
3. Потеря вакуума конденсатора и другие случаи, приводящие к останову турбины 400 Горячее
4. Потеря неаварийной мощности вспомогательных систем атомной станции 50 Холодное
5. Потеря нормального расхода питательной воды 30 Горячее
6. Ложный впрыск в компенсатор давления от системы подпитки- продувки с температурой 20 °C 10
7. Нарушения в системе подпитки-продувки, приводящие к впрыску в ГЦТ 20 °C 10 Горячее
8. Нарушения в системе подпитки-продувки, приводящие к снижению концентрации бора в ГЦТ 30 Горячее
9. Аварийное отклонение частоты в сети — Горячее
10. Нарушение отвода тепла от оболочки 50
11. Нарушение в системе питательной воды, приводящее к увеличению расхода питательной воды 30
12. Нарушения в системе питательной воды, приводящие к снижению температуры питательной воды 30
13. Нарушения (повреждение регулятора давления), приводящие к: - чрезмерному увеличению потока пара 30 на каждый режим Горячее
245
Глава третья
Таблица 3.16 (окончание)
Наименование режимов Количество циклов за срок службы Конечное состояние
- уменьшению потока пара второго контура
14. Потеря внешней электрической нагрузки 120 Горячее
15. Неконтролируемое извлечение ОР СУЗ в подкритическом состоянии или на МКУ 10 Горячее
16. Неконтролируемое извлечение ОР СУЗ на мощности 10 Горячее
17. Неконтролируемое извлечение одного ОРСУЗ 10 Горячее
18. Непреднамеренное срабатывание системы быстрого ввода бора на мощности 30 Горячее
19. Ошибка оператора при подавлении ксеноновых колебаний 100
20. Ложное включение насосов аварийной питательной воды 30
21. Ложное включение СПОТ 30
22. Полная потеря принудительного расхода теплоносителя первого контура как следствие быстрого падения частоты в электросети (до 4 Гц/с) 10 Горячее
23. Неправильная загрузка и эксплуатация топливной загрузки в надлежащем положении 1
24. Неправильное срабатывание САОЗ
25. Впрыск от пассивной части САОЗ при расхолаживании реактора 30
26. Компенсируемая течь ГЦК внутри оболочки (рассматривается без обесточивания АЭС) 30
246
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Таблица 3.17. Аварийные ситуации (ВВЭР-1000)
Наименование режимов Количество циклов за срок службы Конечное состояние
I. Течь первого контура вследствие спектра постулируемых разрывов трубопроводов Ду 25, Ду 50, Ду 80, Ду 105, включая диаметр 100 мм, в границах давления первого контура. Сюда включен также спектр выбросов ОР СУЗ 15 Холодное
2. Течь первого контура вследствие спектра постулируемых разрывов трубопровода размером диаметра более 100 мм и до 850 мм 1 Холодное
3. Непреднамеренное открытие клапанов сброса пара: - в конденсатор турбины - в атмосферу - ИПУ парогенератора с последующей их нспосадкой 1 на каждый клапан Холодное
4. Аварийное снижение давления в главной системе пара при открытии клапанов сброса пара: — в конденсатор турбины — в атмосферу — ИПУ парогенератора с последующей их непосадкой 1 на каждый клапан Холодное
5. Непредусмотренное открытие и последующая непосадка ИПУ компенсатора давления 1 на каждый клапан Холодное
6. Неправильное включение недействующей циркуляционной петли 10
7. Разрыв вала ГЦН 1 на каждый ГЦН Горячее
8. Мгновенное заклинивание вала (ротора) ГЦН 1 на каждый ГЦН Горячее
9. Разрыв трубопровода системы питательной воды: 1) разрыв трубопровода питательной воды ПГ 1 на каждый ПГ Холодное
247
Глава третья
Таблица 3.17 (продолжение)
Наименование режимов Количество циклов за срок службы Конечное состояние
2) большой разрыв трубопровода питательной воды
10. Спектр разрывов паропроводов внутри и вне герметичной оболочки: 1) большой разрыв 2) другие разрывы, покрывающие спектр разрывов Ду 250, Ду 300 1 4 Холодное
11. Повреждение линий, содержащих теплоноситель первого контура вне герметичной оболочки: 1) компенсируемая течь 2) некомпенсируемая течь 3 2 Холодное
12. Неправильная загрузка и эксплуатация сборок в ненадлежащем положении 2
13. Повреждение или течь системы жидких радиоактивных отходов 1
14. Повреждение или течь системы газообразных радиоактивных отходов 1
15. Постулируемый радиоактивный выброс вследствие разрыва емкостей жидких отходов 1
16. Основные проектные аварии при перегрузке топлива 1
17. Авария внутри герметичной оболочки при проведении работ с отработавшим топливом 1
18. Повреждение коллектора острого пара 1
19. Разрыв крышки коллектора паро- генератора первого контура и соответствующий разрыв крышки ПГ второго контура 1 на два режима — 19 и 20
20. Разрыв крышки коллектора первого контура
248
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Таблица 3.17 (окончание)
Наименование режимов Количество циклов за срок службы Конечное состояние
21. Компенсируемая течь бассейна выдержки 1
22. Повреждение системы охлаждения бассейна выдержки 1
23. Быстрое расхолаживание РУ со скоростью 60 °С/ч вследствие разрыва трубки парогенератора 30
24. Полная потеря главного потока пара. Предохранительные клапаны ПГ остаются в работе Примечания: режимы 1,3,4,5,9 п. 1), 10 п. 2), 23,24 табл усталостной прочности; перечень расчетных режимов может менять» проекта РУ. 5 . 3.17 учитываются п :я в зависимости от т ри анализе ребований
3.9.5
Примеры анализа для конкретных РУ
В качестве примера приведем два режима для обоснования цикличе-
ской прочности оборудования РУ В-392:
• режим 1. Потеря неаварийных источников электроснабжения. В
расчете он именуется «Потеря собственных нужд электропита-
ния»;
• режим 2. Компенсируемая течь главного циркуляционного конту-
ра внутри герметичной оболочки.
Потеря неаварийных источников электроснабжения
Расчет потери собственных нужд электропитания проводился при
исходном состоянии РУ в стационарном режиме работы на мощно-
сти 104% N^.
249
Глава третья
Потеря собственных нужд электропитания приводит к отключе-
нию оборудования систем нормальной эксплуатации: турбогенерато-
ра, ГЦН, насосов подпитки первого контура, БРУ-К, электронагре-
вателей компенсатора давления, питательных турбонасосов второго
контура (ПТНА).
В расчетном режиме принимается, что включения собственных
нужд электропитания (штатное электропитание) РУ не происходит.
Согласно нормативным документам, при невключении штатного
электропитания оборудования и систем РУ оперативным персона-
лом должно быть начато аварийное расхолаживание РУ с использо-
ванием соответствующих систем обеспечения этого процесса. Дейст-
вия оперативного персонала РУ по запуску программы аварийного
расхолаживания начинаются через 1800 с после исходного события
нестационарного режима.
По факту отключения более двух ГЦН срабатывает АЗ, снижая
мощность реактора до уровня остаточных тепловыделений. После
обесточивания ГЦН расход теплоносителя через реактор снижается
по экспоненте за счет выбега ГЦН. После окончания выбега, при-
мерно через 110 с от исходного события, отключаются ГЦН и начи-
нает развиваться естественная циркуляция теплоносителя в первом
контуре.
По факту обесточивания РУ закрываются стопорные клапаны
турбогенератора, что приводит к росту давления во втором контуре
до уставки срабатывания БРУ-А. После их открытия и снижения дав-
ления во втором контуре БРУ-А переходят в режим регулирования,
обеспечивая отвод остаточных тепловыделений активной зоны реак-
тора до начала работы системы САР ПГ. С подключением САР ПГ и
набором ею достаточной мощности БРУ-А отключаются, их работа
прекращается. Запускаются дизель-генераторы, и к ним подключа-
ются потребители электроэнергии в соответствии с программой их
ступенчатого пуска, в том числе система аварийного расхолаживания
и продувки (САР ПГ). Все четыре канала системы САР ПГ переходят
из режима продувки в режим отвода остаточных тепловыделений ак-
тивной зоны реактора с поддержанием давления в ПГ. Перед началом
программы аварийного расхолаживания РУ в теплоносителе первого
контура создается стояночная концентрация борной кислоты. Созда-
ние стояночной концентрации борной кислоты начинается опера-
тивным персоналом РУ через 1800 с после исходного события. Стоя-
ночная концентрация борной кислоты в теплоносителе первого кон-
тура создается насосами аварийного ввода бора системы JND, кото-
250
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
рые подают раствор бора высокой концентрации в первый контур.
Возникающий при этом излишек теплоносителя в первом контуре
сливается через систему его продувки. Все время создания стояноч-
ной концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура
САР ПГ работает в режиме поддержания давления во втором конту-
ре в пределах диапазона регулирования номинального значения.
В расчетном режиме создание стояночной концентрации борной
кислоты в теплоносителе первого контура проводилось одновремен-
но с заполнением водой компенсатора давления до высоты 9,75 м, его
расхолаживанием и поддержанием давления в первом контуре в пре-
делах диапазона регулирования номинального значения. Расхолажи-
вание компенсатора давления на этом этапе проводилось вследствие
создания стояночной концентрации в теплоносителе компенсатора
давления. Создание стояночной концентрации в теплоносителе ком-
пенсатора давления осуществлялось путем впрыска раствора бора
высокой концентрации насосами системы JND в паровой объем
компенсатора давления по специальной линии, предназначенной
для этой цели. Расход раствора бора, подаваемого насосами системы
JND, регулировался таким образом, чтобы скорость расхолаживания
компенсатора давления не превышала 30 °С/ч. Температура теплоно-
сителя в НКР оставалась постоянной, а в СКР медленно снижалась
из-за снижения среднего подогрева теплоносителя в активной зоне
вследствие снижения энерговыделений в ней.
Насосы системы JND подают раствор бора в первый контур номи-
нальной производительностью 14,5 м3/ч, температурой 50 °C и кон-
центрацией борной кислоты 16 г на 1 кг воды.
В рассматриваемом режиме мощность канала САР ПГ равна нулю
в течение 100 с от исходного события. В течение следующих 20 с
мощность канала возрастает до 100%. Температура котловой воды,
возвращаемой из каналов САР в ПГ, составляет 70 °C.
Вследствие достаточно высокого уровня тепловыделений в актив-
ной зоне, прекращения подачи питательной воды в ПГ из-за обесто-
чивания ПТНА и работы БРУ-А происходит снижение уровня котло-
вой воды в ПГ. Из-за низкого уровня котловой воды в ПГ и снижения
мощности энерговыделения в активной зоне теплообмен между пер-
вым и вторым контурами ухудшается, что приводит к затуханию на-
пора естественной циркуляции. Процесс затухания значительно уси-
ливается в период начала создания стояночной концентрации бор-
ной кислоты в теплоносителе первого контура. Для предотвращения
стагнации естественной циркуляции теплоносителя первого контура
251
Глава третья
проведена подпитка ПГ питательной водой с температурой 165 °C,
начиная с 1800 с от исходного события. Подачу питательной воды в
ПГ обеспечивает насос ВПЭН из деаэраторного бака, который дол-
жен включаться оператором. В течение всего времени создания стоя-
ночной концентрации борной кислоты в теплоносителе первого кон-
тура происходит незначительная подпитка ПГ с целью поддержания
номинального уровня котловой воды в нем.
Система САР ПГ расхолаживает РУ до температуры в холодной
нитке циркуляционной петли не более 130 °C со скоростью около
20 °С/ч. Дальнейшее расхолаживание РУ осуществляется через сис-
тему САПР. Два насоса этой системы подают воду на напор ГЦН двух
циркуляционных петель расходом 500 м3/ч каждый при ее температу-
ре 50 °C. Отбор теплоносителя первого контура в теплообменник си-
стемы САПР производится из горячих ниток этих петель, где он и ох-
лаждается до температуры 50 °C. Для обеспечения требуемой скоро-
сти расхолаживания РУ могут работать как один, так и два насоса си-
стемы САПР.
Конечное состояние - РУ в холодном состоянии.
Изменение некоторых параметров РУ показано на рис. 3.78-3.85.
Рис. 3.78. Потеря собственных нужд электропитания АЭС
Относительная мощность тепловыделений в активной эоне
252
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.79. Потеря собственных нужд электропитания АЭС
/ - давление на входе в активную эону; 2 - давление на выходе из активной эоны;
3 - давление в КД
Рис. 3.80. Потеря собственных нужд электропитания АЭС
I - температура теплоносителя в НКР; 2- температура теплоносителя в СКР;
J- температура насыщения в СКР
253
Глава третья
Рис. 3.81. Потеря собственных нужд электропитания АЭС
Уровень воды в КД
Рис. 3.82. Потеря собственных нужд электропитания АЭС
/ - температура теплоносителя в холодной нитке пели I; 2- температура теплоноси
теля в холодных нитках петель 2,3,4
254
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.83. Потеря собственных нужд электропитания АЭС
/ - давление в ПГ 1; 2 - давление в ПГ 2,3,4; 3 - давление в ГПК
Рис. 3.84. Потеря собственных нужд электропитания АЭС
1 - уровень котловой воды в ПГ 1; 2- уровень котловой воды в ПГ 2, 3,4
255
Глава третья
Рис. 3.85. Потеря собственных нужд электропитания АЭС
1 - температура пароводяной смеси в ПГ 1; 2 — температура пароводяной смеси
вПГ2,3,4
Компенсируемая течь ГЦК внутри герметичной оболочки
Расчет компенсируемой течи главного циркуляционного контура
внутри герметичной оболочки проводился при исходном состоянии
РУ в стационарном режиме работы на мощности 104% NH0M с проект-
ной работой систем нормальной эксплуатации.
В расчетном режиме анализируется частичный разрыв главного
циркуляционного трубопровода циркуляционной петли 2 вблизи
входного патрубка реактора эквивалентным диаметром 10 мм. Вели-
чина течи определена из условия ее компенсации работой одного
подпиточного насоса при его максимальной производительности
60 м3/ч и при штатной продувке первого контура 20 м3/ч. Принято,
что место течи в течение аварии не локализуется.
Истечение теплоносителя приводит к потере его массы в первом
контуре и является причиной снижения уровня воды в компенсаторе
давления. В соответствии с принятым алгоритмом работы системы
подпитки-продувки при снижении уровня в компенсаторе давления
на 150 мм от номинального значения подпиточный насос системы
256
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
продувки-подпитки развивает максимальную производительность
для реализации режима поддержания номинального уровня воды в
компенсаторе давления. После выхода работающего подпиточного
насоса на максимальную производительность, при продолжающемся
падении уровня воды в компенсаторе давления, подключается ре-
зервный подпиточный насос. Максимально возможная величина
расхода подпитки достигается через 30 с после сигнала снижения
уровня воды в компенсаторе давления на 150 мм от номинального
значения и составляет 80 м3/ч. При работе двух подпиточных насосов
происходит компенсация расхода течи и восстановление уровня во-
ды в компенсаторе давления до исходного значения. После восста-
новления уровня воды второй (резервный) подпиточный насос от-
ключается, а оставшийся в работе снижает свою производительность
до уровня компенсации расходов продувки и неорганизованных про-
течек. Давление в первом контуре поддерживается работой впрыска
теплоносителя в паровой объем компенсатора давления с напора
ГЦН в пределах диапазона регулирования. Дальнейшее изменение
параметров первого контура имеет циклический характер с перио-
дичностью 320 с. Это обусловлено цикличностью работы резервного
подпиточного насоса в соответствии с алгоритмом поддержания
уровня воды в компенсаторе давления по схеме: падение уровня в
компенсаторе давления на 150 мм от исходного значения - включе-
ние резервного подпиточного насоса — восстановление исходного
уровня воды в компенсаторе давления — отключение резервного под-
питочного насоса.
Нарушение работы РУ идентифицируется по следующим при-
знакам:
• периодическое снижение уровня воды в компенсаторе давления;
• дисбаланс расходов продувки-подпитки первого контура;
• открытие регулирующих клапанов системы продувки-подпитки;
• снижение уровня воды в деаэраторе продувки-подпитки.
Оперативный персонал РУ диагностирует аварийную ситуацию,
после чего обязан приступить к останову энергоблока и переводу его
в холодное состояние. Действия оперативного персонала начинают-
ся после 1800 с от исходного события аварии. Оператор отключает
реактор ключом АЗ. Закрываются стопорные клапаны турбогенера-
тора, открываются БРУ-К и работают в режиме отвода остаточных
тепловыделений в активной зоне реактора. Подпиточные насосы
первого контура (основной и резервный) восстанавливают уровень
257
Глава третья
Рис. 3.86. Компенсируемая течь ГЦК внутри оболочки
Относительная мощность тепловыделений в активной зоне
Рис. 3.87. Компенсируемая течь ГЦК внутри оболочки
1 - давление на входе в активную зону; 2- давление на выходе из активной зоны;
3 - давление в КД
258
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.88. Компенсируемая течь ГЦК внутри оболочки
/ - температура теплоносителя в НКР; 2- температура теплоносителя в СКР;
3- температура насыщения в СКР
Рис. 3.89. Компенсируемая течь ГЦК внутри оболочки
Уровень воды в КД
259
Глава третья
Рис. 3.90. Компенсируемая течь ГЦК внутри оболочки
/- давление в ПГ 1; 2-4—давление в ПГ2-4; 5-давление в ГПК
Рис. 3.91. Компенсируемая течь ГЦК внутри оболочки
1-4-уровень котловой воды в ПГ 1-4
260
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
воды в компенсаторе давления до величины 5100 мм (соответствует
состоянию реактора на нулевой мощности) и поддерживают этот
уровень в соответствии с программой его регулирования.
Конечное состояние - РУ в холодном состоянии.
Изменение некоторых параметров РУ показано на рис. 3.86-3.91.
3.10
ЗАПРОЕКТНЫЕАВАРИИ
3.10.1
Исходные события, приводящие к запроектной аварии
Действующие в настоящее время в России нормативные документы
по безопасности атомных станций [2, 4—7] содержат требования к
учету запроектных аварий при проектировании АЭС, в том числе тре-
бования к анализу и управлению этими авариями. Для ВВЭР такие
требования наиболее полно представлены в документах (4—5]. От-
дельные аспекты проблематики запроектных аварий отражены также
в (2], [6] и некоторых других документах Госатомнадзора.
Ниже приведены определения запроектной и тяжелой запроект-
ной аварий, которые записаны в нормативном документе верхнего
уровня (4].
Запроектная авария — авария, вызванная не учитываемыми для
проектных аварий исходными событиями или сопровождающаяся
дополнительными по сравнению с проектными авариями отказами
систем безопасности сверх единичного отказа, реализацией ошибоч-
ных решений персонала.
Тяжелая запроектная авария — запроектная авария с повреждени-
ем топлива выше максимального проектного предела, при которой
может быть достигнут предельно допустимый аварийный выброс ра-
диоактивных веществ в окружающую среду.
Исходя из определения запроектной аварии, любое исходное со-
бытие, приводящее к проектной аварии, становится исходным и для
запроектной, если оно сопровождается дополнительными отказами
систем безопасности или ошибочными действиями персонала. Та-
261
Глава третья
ким образом, набор комбинаций исходных событий и отказов систем
безопасности, приводящих к запроектным авариям, практически
неограничен. Кроме того, могут быть рассмотрены и специфические
события, не учитываемые для проектных аварий, например отрыв
крышки или отрыв днища корпуса реактора.
В [4] содержится пункт о необходимости включения в норматив-
ные документы перечня запроектных аварий. Для атомных станций с
реакторами типа ВВЭР определенные указания по формированию
перечня анализируемых запроектных аварий содержатся в [5]. Со-
гласно этому документу, перечень запроектных аварий должен содер-
жать все аварии, приводящие к превышению доз облучения персона-
ла и населения и нормативов по выбросам и содержанию радиоак-
тивных веществ в окружающей среде, установленных для проектных
аварий. Перечень должен содержать представительные сценарии
групп аварий с одинаковым откликом систем станции, требуемых для
предотвращения развития аварии.
В числе запроектных аварий необходимо рассмотреть аварии с тя-
желым повреждением или расплавлением активной зоны [2].
Приведенные выше указания сужают круг аварий, включаемых в
перечень, однако он продолжает оставаться достаточно неопределен-
ным и фактически ориентированным на наличие уже выполненного
вероятностного анализа безопасности. Выполнение представитель-
ного вероятностного анализа безопасности является весьма сложной
задачей даже для действующих блоков, для которых более или менее
известны необходимые вероятностные показатели функционирова-
ния систем и оборудования. Следует также отметить, что вероятност-
ный анализ безопасности ориентирован на отбор сценариев аварий
по вероятностным критериям, так что не все аварии, приводящие к
♦сверхпроектному» радиационному воздействию, могут быть выяв-
лены с помощью ВАБ. Таким образом, ситуация с перечнем запро-
ектных аварий совершенно другая, чем для проектных аварий, пере-
чень которых практически в окончательном виде формулируется уже
в технических заданиях на проектирование атомной станции и реак-
торной установки, т.е. фактически еще до начала проектирования.
Примерный перечень запроектных аварий для РУ ВВЭР-1000
представлен в табл. 3.18.
262
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Таблица 3.18. Примерный перечень запроектных аварий
для РУ ВВЭР-1000
Номер режима Наименование аварии
1 Отказ всех источников электроснабжения переменного тока на 8 и 24 ч (в том числе отказ охлаждения бассейна выдержки)
2 Полное прекращение подачи питательной воды
3 Аварии с потерей теплоносителя при большой течи с отказом активной части САОЗ
4 Аварии с потерей теплоносителя при малых течах с отказом активной части САОЗ
5 Аварии с потерей теплоносителя при большой течи и блокировка рециркуляции теплоносителя
6 Нарушения нормальных условий эксплуатации без быстрого останова реактора
7 Длительное (до 24 ч) прекращение отвода тепла
3.10.2
Потенциально опасные физические воздействия режима
на реакторную установку
Количественная оценка воздействий на оборудование первого и вто-
рого контуров РУ может быть выполнена из анализа явлений, имею-
щих место в ходе запроектных аварий. Спектр явлений в ходе запро-
ектной аварии, если она не переходит в стадию плавления активной
зоны, совпадаете явлениями, имеющими место в течение проектных
аварий. Однако для запроектных аварий, в связи с возможным по-
вреждением твэлов сверх максимального проектного предела, возра-
стает вероятность разрушения оболочек твэлов и, как результат, вы-
хода радиоактивных продуктов деления. Таким образом, в результате
разгерметизации твэлов несколько снижаются тепловыделения в
топливе, но появляется дополнительный нагрев оборудования РУ и
атмосферы и поверхностей контейнмента из-за переноса и осажде-
ния радиоактивных аэрозолей и газов.
263
Глава третья
При нагреве оболочек твэлов до 700-800 °C и выше суммарная
масса водорода, образующегося в процессе взаимодействия пара и
циркония, становится весьма значительной (предельно возможное
значение для ВВЭР-1000 около 1 т). Причем в авариях с герметичным
первым контуром часть водорода и продуктов деления остается в
первом контуре, а другая часть выносится в барботер или контейн-
мент (после разрыва мембраны) через ИПУ КД. Для аварий с негер-
метичным первым контуром значительная часть названных веществ
попадает в контейнмент через разрыв.
Для тяжелых запроектных аварий с плавлением активной зоны
дополнительно появляются воздействия (механические, тепловые,
химические, радиационные) на оборудование РУ в результате специ-
фических явлений, характерных для данного класса аварий. Само на-
звание указывает на то, что предполагается разрушение двух физиче-
ских барьеров: топливных матриц и оболочек твэлов, поэтому глав-
ная задача сводится к сохранению оставшихся барьеров, т.е. границ
давления первого контура и контейнмента.
Сохранение герметичности первого контура при тяжелых авари-
ях, как правило, невозможно. Во-первых, это исключено, если раз-
рыв трубопровода первого контура является исходным событием. Во-
вторых, в процессе разогрева теплоносителя первого контура выброс
радиоактивных продуктов деления и образовавшегося водорода мо-
жет происходить через ИПУ КД, периодически срабатывающего по
уставке превышения допустимого давления. В-третьих, разгермети-
зация первого контура может быть рекомендована как действие по
смягчению последствий аварии, поскольку вероятность разрушения
корпуса реактора при длительном воздействии высоких температур
возрастает пропорционально величине давления. Чтобы ограничить
опасные воздействия на контейнмент, большое внимание необходи-
мо уделять сохранению целостности корпуса реактора, чтобы исклю-
чить или ограничить возможность выхода в бетонную шахту матери-
алов разрушенной активной зоны.
При традиционном понимании тяжелой аварии (т.е. аварии с
расплавлением активной зоны вследствие прекращения отвода ос-
таточного тепла от твэлов) самой первой фазой разрушения актив-
ной зоны является процесс оголения активной зоны, далее следу-
ют фазы разогрева и плавления материалов активной зоны. Ре-
зультатом разрушения активной зоны являются перемещение об-
разовавшегося кориума (материалов разрушенной активной зоны)
в напорную камеру реактора и взаимодействие кориума с конст-
264
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
рукциями напорной камеры, теплоносителем и днищем корпуса
реактора.
Разогрев топливных стержней и активной зоны в целом начинает-
ся после оголения активной зоны. Разогрев ускоряется, когда темпе-
ратура оболочки достигает значений, при которых начинается суще-
ственная пароциркониевая реакция (800—900 °C для сплава
Zr+l%Nb, используемого в существующих реакторах ВВЭР). Если в
этот период давление в первом контуре невелико (например, в случае
аварии с большим разрывом), будут происходить деформация и раз-
рыв оболочки топливных стержней под действием относительно вы-
сокого внутреннего давления.
При окислении циркония генерируется водород, что в случае его
возгорания может представлять опасность для целостности реактора
или контейнмента. Количество водорода, генерируемого во время
фазы разогрева активной зоны, зависит от количества циркония и
конкретного сценария тяжелой аварии. Активная зона ВВЭР-1000
содержит такое количество циркония, что при его полном окислении
потенциально может образоваться около 1 т водорода.
В процессе разрушения активной зоны можно выделить три тем-
пературных режима:
• ограниченное плавление и перемещение материалов начинаются
при относительно низких температурах (примерно 1200—1400 °C)
с повреждением регулирующих стержней, дистанционирующих
решеток и частично топливных оболочек;
• повреждение значительно большего масштаба происходит при
высоких температурах (примерно 1850—2000 °C), когда цирконий
топливной оболочки начинает плавиться и растворять ZrO2 и
UO2;
• при более высоких температурах (примерно 2600—2900 °C) пла-
вятся двуокись циркония и двуокись урана, что приводит к гло-
бальному расплавлению активной зоны.
По мере плавления или ожижения компоненты активной зоны,
продолжая окисляться и взаимодействовать между собой, начинают
перемещаться вниз под действием гравитации. Могут перемещаться
также твердые обломки (например, таблетки разрушенных топлив-
ных стержней). Жидкие компоненты будут затвердевать в более хо-
лодных частях активной зоны и формировать блокады, которые вы-
зывают локальное ухудшение условий охлаждения топлива и способ-
ствуют дальнейшему повреждению остающихся в активной зоне ма-
265
Глава третья
териалов. Описанный процесс включает сложные теплогидравличес-
кие и химические явления, которые определяют скорость перемеще-
ния и затвердевания материалов.
Расплавленные материалы активной зоны в конечном счете попа-
дают в напорную камеру реактора, в которой может остаться некото-
рое количество воды. Поэтому перемещение расплава активной зоны
в нижнюю камеру может сопровождаться пиком генерации пара или
даже паровым взрывом. Генерация пара может привести к росту дав-
ления в первом контуре и дополнительному окислению металлов, ос-
тавшихся в районе активной зоны или упавших в воду нижней каме-
ры; соответственно увеличится генерация водорода. Рост давления
или паровой взрыв потенциально могут угрожать целостности грани-
цы первого контура и корпуса реактора. В случае, если интенсив-
ность парового взрыва очень велика, могут появиться летящие пред-
меты, угрожающие целостности контейнмента.
Описанные потенциальные эффекты и явления зависят как от ха-
рактеристик процесса перемещения расплава (путь перемещения,
количество расплава и скорость его перемещения), так и от конст-
руктивных особенностей нижней камеры. Например, в нижней ка-
мере реактора ВВЭР-1000 имеется большое количество стальных
конструкций, которые похожи на плотно упакованный набор верти-
кальных стержней. Это делает невозможным интенсивное взаимо-
действие большого количества расплава с остаточной водой в ниж-
ней камере. Следовательно, опасный всплеск генерации пара и тем
более паровой взрыв в напорной камере ВВЭР-1000 физически не-
возможны.
При попадании расплава в нижнюю камеру реактора возникает
возможность повреждения корпуса реактора в районе его днища. Вид
и время повреждения днища в ходе тяжелой аварии оказывают важ-
ное влияние на последующий ход аварии, особенно в отношении та-
ких явлений, как прямой нагрев контейнмента и взаимодействие
расплава с бетоном. Можно рассматривать следующие механизмы
повреждения днища.
Воздействие струи расплава. Эрозия стальной конструкции высо-
котемпературной струей расплава характеризуется высокой скоро-
стью абляции в точке удара струн о стенку, что потенциально может
повредить днище за короткое время. В нижней камере реактора
ВВЭР-1000 имеется много внутренних стальных структур, которые
препятствуют прямому воздействию струн расплава на днище реак-
тора. Кроме того, наличие воды в нижней камере создает возмож-
266
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
ность распада струи еще до того, как она достигнет днища реактора.
Поэтому повреждение днища под воздействием струи расплава в слу-
чае реактора ВВЭР-1000 практически невозможно.
Повреждение проходок в днище реактора. В реакторе ВВЭР-1000
отсутствуют какие-либо проходки в днище корпуса, поэтому этот ме-
ханизм его повреждения невозможен.
Местное или глобальное повреждение стенки днища (например, из-
за высокотемпературной ползучести). В нижней камере может сфор-
мироваться различная первоначальная конфигурация расплава ак-
тивной зоны в зависимости от многих факторов (например, количе-
ство воды, геометрия металлических конструкций в нижней камере,
количество расплава, путь и скорость его поступления в нижнюю ка-
меру). Количество воды в реакторе ВВЭР-1000 ниже отметки актив-
ной зоны незначительно, так что очень скоро эта вода выпарится, и
независимо от первоначальной конфигурации расплава наднище ре-
актора сформируется ванна расплава, контактирующего со стенкой
корпуса реактора. Прямой контакт между расплавом активной зоны
и стенкой корпуса приводит к существенному разогреву стенки кор-
пуса в районе днища реактора. Повышение температуры стенки и на-
пряжения от давления первого контура и веса корпуса и расплава ак-
тивной зоны могут привести к повреждению днища. В зависимости
от конфигурации кориума и условий охлаждения внутри и снаружи
днища повреждение может быть как крупномасштабным (теоретиче-
ски, вплоть до отрыва днища реактора), так и местным (например,
местное раскрытие или проплавление днища в месте наибольшего
теплового потока от расплава к стенке корпуса).
Проблема выхода продуктов деления является одной из ключевых
при оценке хода аварий с расплавлением активной зоны. Два прин-
ципиально различных типа процессов могут быть определяющими
для выхода продуктов деления и/или аэрозолей из материалов актив-
ной зоны или кориума. Первым процессом является испарение, ко-
торое может быть важным в ходе деградации активной зоны. Ско-
рость этого процесса зависит от переноса конденсированной фазы,
кинетики термохимических реакций и переноса газовой фазы. Вто-
рым процессом является механическая фрагментация материалов ак-
тивной зоны, в первую очередь расплавленного кориума (например,
при взаимодействии расплава с водой или при истечении кориума из
реактора под высоким давлением).
Поведение продуктов деления в первом контуре определяют, глав-
ным образом, обычные механизмы осаждения аэрозолей и возмож-
267
Глава третья
ный повторный перенос осажденных аэрозолей потоками естествен-
ной циркуляции. На поведение продуктов деления в контейнменте
сильно влияют тип и конфигурация контейнмента; тем не менее,
можно отметить, что все контейнменты имеют значительные воз-
можности для удержания летучих и нелетучих составляющих продук-
тов деления. Выход продуктов деления из топлива определяется в ос-
новном температурой топлива. Кроме температуры топлива, многие
другие параметры имеют, возможно, значительное влияние на ско-
рость выхода продуктов деления. Среди таких параметров можно
указать давление, общую поверхность, расход и состав среды в актив-
ной зоне. Таким образом, конкретный сценарий тяжелой аварии так-
же может влиять на выход продуктов деления.
После повреждения днища корпуса реактора расплав активной
зоны поступает в бетонную шахту (авария переходит в так называе-
мую внекорпусную стадию). При этом могут происходить процессы,
приводящие к быстрым или медленным нагрузкам на контейнмент.
Под быстрыми нагрузками здесь понимаются воздействия, которые
могут угрожать целостности контейнмента в кратковременный пери-
од аварии, измеряемый часами. Под медленными нафузками пони-
маются воздействия, угрожающие целостности контейнмента в дол-
говременный период аварии, измеряемый десятками часов.
Применительно к конфигурации контейнмента ВВЭР-1000 (боль-
шой сухой контейнмент) к быстрым нафузкам, возникающим при
выходе кориума из реактора, можно отнести прямой нафев контейн-
мента (увлечение мелкодисперсных горячих частиц кориума из шах-
ты в контейнмент и разогрев его атмосферы) и паровой взрыв (при
падении расплава в шахту, заполненную водой). К медленным нафуз-
кам контейнмента можно отнести эрозию фундамента контейнмента
при взаимодействии бассейна расплава с бетоном и дополнительный
рост давления в контейнменте при генерации пара и газов в процессе
взаимодействия кориума с водой и бетоном в шахте реактора.
3.10.3
Системы и оборудование для ограничения последствий аварии
В современных проектах применен эволюционный подход к проек-
тированию, т.е. в основном применяются оборудование и процессы,
которые показали свою работоспособность на действующих АЭС.
268
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Вместе с тем, применение усовершенствованного оборудования и до-
полнительных пассивных систем безопасности направлено на дости-
жение более высокого уровня безопасности.
Для предотвращения перехода запроектных аварий в тяжелую ста-
дию, характеризующуюся сверхпроектным повреждением активной
зоны вплоть до ее расплавления, предусматриваются новые пассив-
ные системы безопасности. Ниже в качестве примера рассматривает-
ся эффект от использования дополнительной системы пассивного
залива активной зоны (гидроемкости второй ступени) и системы пас-
сивного отвода тепла (СПОТ) в запроектных авариях для РУ ВВЭР-
1000/392.
Гидроемкости второй ступени предназначены для пассивной по-
дачи раствора борной кислоты в активную зону реактора с целью
длительного (до 24 ч) охлаждения топлива при авариях с потерей теп-
лоносителя первого контура, сопровождающихся отказом активной
части системы аварийного охлаждения активной зоны (например,
при полной потере источников переменного тока, включая дизель-
генераторы).
Система состоит из четырех групп (четырех каналов) гидроакку-
мулирующих емкостей с раствором борной кислоты концентрацией
16—20 г/кг, находящихся под атмосферным давлением. Принципи-
альная схема одного канала системы представлена на рис. 3.92.
В верхней части гидроемкости второй ступени через специальные
клапаны подключены к холодным ниткам главных циркуляционных
Рис. 3.92. Принципиальная схема
одного канала ГЕ-1 и ГЕ-2
1 - гидроемкость первой ступени; 2- ги-
дроемкость второй ступени; 3 - реактор
269
Глава третья
трубопроводов в зоне их непосредственной близости к коллекторам
ПГ (на вертикальных участках). Клапаны настроены на открытие при
снижении давления до 1,5 МПа, после чего давление в гидроемкос-
тях возрастает до давления в первом контуре и вода под действием ги-
дростатического напора стекает в реактор.
Временное профилирование расхода борного раствора из гидро-
емкостей, используемое для обеспечения необходимой подачи в со-
ответствии со снижающейся мощностью остаточных тепловыделе-
ний, осуществляется за счет подбора ограничительных шайб, распо-
ложенных на линиях слива.
Система пассивного отвода тепла предназначена для длительного
отвода остаточных тепловыделений реактора в запроектных авариях
с потерей всех средств подачи воды в парогенераторы при плотном
первом контуре (например, при полной потере источников электро-
снабжения переменного тока, включая дизель-генераторы). Система
также может способствовать отводу остаточного тепла при опреде-
ленных сценариях аварий с течами из первого контура. Принципи-
альная схема одного канала системы представлена на рис. 3.93.
Система состоит из четырех независимых контуров естественной
циркуляции по одному на каждую циркуляционную петлю. Каждый
контур включает в себя три теплообменных модуля, трубопроводы
пароконденсатного тракта с арматурой, тракт воздуховодов (коро-
бов), подводящих и отводящих воздух, с регуляторами. На входе и
выходе из теплообменных модулей установлены по две запорные ар-
матуры, предназначенные для отсечения неплотных теплообменни-
ков и ремонта в них.
Рис. 3.93. Принципиальная схе-
ма одного канала СПОТ
1-реактор; 2- ГЦН; 3-парогенера-
тор; 4 - воздушный теплообменник
270
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
При наиболее неблагоприятных внешних условиях (температура
наружного воздуха +50 °C) мощность теплоотвода через три канала
составляет не менее 2% номинальной мощности реактора (отвод теп-
ла более 2% на начальной стадии аварии производится за счет частич-
ного испарения воды из парогенераторов в атмосферу через БРУ-А).
Ниже приведено краткое изложение концепций локализации рас-
плава активной зоны.
Одна концепция состоит в удержании расплава кориума в корпу-
се реактора при пассивном охлаждении наружной поверхности кор-
пуса с обеспечением докризисного режима кипения охлаждающей
воды. Эта концепция реализуется на АЭС средней мощности, в том
числе на АЭС с ВВЭР-440 («Ловииза»), в проектах АР-600 и АЭС с
ВВЭР-640.
Для проекта Тяньваньской АЭС с ВВЭР-1000 разработана другая
концепция локализации и захолаживания расплава кориума в подре-
акторном пространстве бетонной шахты реактора. Фундаментная
плита и стены бетонной шахты защищены теплообменником, охлаж-
даемая поверхность которого локализует поступающий из реактора
расплав. Вода в теплообменник и на верхнюю поверхность расплава
подается самотеком из емкостей, содержащих запас, достаточный
для 24-часового периода работы системы без подпитки. Предвари-
тельное размещение в зоне локализации жертвенного материала
обеспечивает оптимальную структуру и свойства формирующейся
ванны расплава и его последующую кристаллизацию.
3.10.4
Приемочные критерии
Приемочные критерии для запроектных аварий РУ ВВЭР устанавли-
ваются, исходя из нижеперечисленных требований нормативной до-
кументации исключить или ограничить воздействия на оборудование
РУ в результате явлений, которые могут привести к повреждению
физических барьеров, выходу из топлива и переносу радиоактивных
продуктов деления.
Для запроектных аварий, рассматриваемых в проекте, степень ог-
раничения радиационного воздействия обусловлена критерием ради-
ационной безопасности [7], в соответствии с которым величина пре-
дельного аварийного выброса при запроектных авариях должна быть
271
Глава третья
ограничена таким образом, чтобы доза облучения критической груп-
пы населения на границе зоны планирования защитных мероприя-
тий не превышала допустимого значения (5 мЗв на все тело и 50 мЗв
на отдельные органы за первый год после аварии).
В [4] содержится требование, что при проектировании следует
стремиться к тому, чтобы оцененное значение вероятности предель-
ного аварийного выброса не превышало 10~7 на реактор в год. Дан-
ное требование также представляет собой вероятностный принцип,
который следует применять в отношении разработки специальных
технических мер по управлению запроектными авариями. Для тех за-
проектных аварий, для которых указанное требование выполняется,
можно не разрабатывать дополнительные технические меры (т.е. ог-
раничиться только организационными мерами). В отношении разра-
ботки мер по управлению запроектной аварией имеется также детер-
министическое требование [4] о том, что для запроектных аварий
должны быть предусмотрены меры по управлению этими авариями,
если они не исключены на основе внутренних свойств самозащи-
щенности реактора и принципов его устройства.
Таким образом, если запроекгная авария не исключена на основе
внутренних свойств самозащищенности реактора и принципов его
устройства, то она должна быть рассмотрена в проекте на предмет
разработки мер по управлению независимо от вероятности аварии.
Эти меры могут быть только организационными, если вероятност-
ный принцип удовлетворяется (т.е. если оцененная частота предель-
ного аварийного выброса не превышает Ю-7 на реактор в год).
Наряду с концептуальным требованием об ограничении частоты
предельного аварийного выброса, документы [4] и [2] требуют, чтобы
оцененное значение вероятности тяжелого повреждения или рас-
плавления активной зоны не превышало 10-5 на реактор в год.
Требования к активной зоне, изложенные в [4,2], содержат пункты:
• о необходимости для запроектных аварий определения условий,
при которых возможно плавление топлива и/или превышение
удельной пороговой энергии разрушения твэлов [2];
• об исключении изменений реактивности с помощью органов ре-
гулирования и эффектов реактивности при запроектной аварии,
приводящих к неуправляемому росту энерговыделений в актив-
ной зоне и повреждению твэлов сверх установленных проектных
пределов [4];
• об исключении образования вторичных критических масс при тяже-
лых запроектных авариях, в том числе с расплавлением топлива [4].
272
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
С учетом вышесказанного в проекте в качестве приемочных кри-
териев должны устанавливаться предельно допустимые значения для
некоторых важных параметров РУ либо необходимо записать требо-
вание об исключении нежелательного явления (на основании про-
ектных решений). Пример записи возможных приемочных критери-
ев для запроектных аварий представлен в табл. 3.19.
Таблица 3.19. Приемочные критерии для запроектных аварий
Номер критерия Содержание критерия
1 Концентрация смеси газов, которые образуются в реакторе и подреакторном пространстве после выпадения расплава, не должна достигать взрывоопасного значения
2 Давление в первом и втором контурах не должно превышать рт»х и рти соответственно
3 Если остатки активной зоны нельзя охладить внутри корпуса реактора, то в момент расплавления давление в системе теплоносителя первого контура должно быть не более Рд0П
4 Можно принимать во внимание меры по ослаблению последствий аварий, которые начнут применяться после возникновения аварии и относительно которых заранее приготовлены подробные инструкции
5 Системы, функционирование которых не предполагает ввод в действие активных компонентов, могут приниматься во внимание в качестве факторов, ослабляющих аварийные последствия или ограничивающих выделение реактивности
6 Допустимое воздействие импульса давления на элементы шахты бетонной -1 шях
7 Максимально допустимое давление в шахте бетонной — pin * max
8 Должно исключаться кипение расплава
9 Должна быть обеспечена подкритичность разрушенной и расплавленной активной зоны
Примечание: значения параметров Р*^, Pj*^, Р^, Р}”*, принимаются с
учетом конкретных условий проектирования.
273
Глава третья
3.10.5
Методология анализа
При выполнении анализов запроектных аварий используется метод
«реалистической оценки», а именно:
• начальные условия АЭС соответствуют режиму нормальной экс-
плуатации без учета возможных отклонений и неопределенностей
в параметрах, величинах уставок и т.д.;
• характеристики активной зоны (коэффициенты реактивности,
коэффициенты неравномерности и т.д.) принимаются в соответ-
ствии с нейтронно-физическими расчетами без учета неопреде-
ленностей и погрешности в расчетах;
• не учитываются отказы оборудования и ошибки персонала;
• анализ выполняется с использованием современных компьютер-
ных кодов «наилучшей оценки» («best estimate»).
3.10.6
Примеры анализа для конкретных РУ
В качестве типичных запроектных аварий, которые являются опреде-
ляющими для формирования проектной основы указанных выше но-
вых пассивных систем ГЕ-2 и СПОТ, рассмотрены следующие аварии:
• отказ всех источников электроснабжения переменного тока при
сохранении плотности первого контура (полное обесточивание);
• разрыв ГЦТ Ду 850 на входе в реактор с отказом всех источников
электроснабжения переменного тока на 24 ч (разрыв ГЦТ Ду 850
и обесточивание).
Расчеты выполнялись по программам ДИНАМИКА-97 и
ТЕЧЬ-М-97, входящим в разработанный в ОКБ «Гидропресс» и атте-
стованный ГАН РФ профаммный комплекс ТРАП-97. Помимо этого
сравнительные расчеты выполнялись также с использованием изве-
стных зарубежных кодов RELAP5/MOD3.2 [8] и ATHLET 1.2А (9].
Результаты расчетов аварий до начала разогрева активной зоны с
применением названных выше теплогидравлических кодов были ис-
пользованы для настройки файла исходных данных компьютерного
кода MELCOR 1.8.4 [10]. Этот код использовался для оценки времен
274
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
характерных событий внутрикорпусной стадии тяжелых запроектных
аварий до разрушения днища корпуса реактора.
На рис. 3.94-3.99 показаны результаты расчета аварии с отказом
всех источников электроснабжения переменного тока без учета рабо-
ты новых пассивных систем. Расчет проводился по программам
ДИНАМИКА-97, RELAP5 MOD3.2, ATHLET 1.2А и MELCOR 1.8.4.
В результате исходного события, потери всех источников электро-
снабжения переменного тока, отключаются все ГЦН, закрываются
стопорные клапаны турбогенератора, отключается электроснабже-
ние системы компенсации давления первого контура, отключается
система подпитки-продувки, БРУ-К, прекращается подача питатель-
ной воды в ПГ. Помимо этого в результате незапуска дизель-генера-
торов не работают все активные системы безопасности.
После срабатывания АЗ по факту отключения трех и более ГЦН
мощность реактора снижается до уровня остаточных тепловыделе-
ний, после окончания выбега ГЦН устанавливается естественная
циркуляция теплоносителя первого контура. При этом отвод тепла от
первого контура осуществляется сначала за счет работы БРУ-А, а за-
тем через ИПУ ПГ.
Рис. 3.94. Полное обесточивание (без работы СПОТ)
Давление на выходе из активной зоны: 1-ATHLET 1.2А; 2- RELAP5/MOD3.2;
3-ДИНАМИКА-97
275
Глава третья
Рис. 3.95. Полное обесточивание (без работы СПОТ)
Температура теплоносителя на выходе из реактора: 1 - ATНLET 1.2А;
2— RELAP5/MOD3.2; 3- ДИНАМИКА-97
Рис. 3.96. Полное обесточивание (без работы СПОТ)
Весовой уровень в СКР: /-ATHLET 1.2А; 2- RELAP5/MOD3.2; 3- ДИНАМИКА-97
276
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.97. Полное обесточивание (без работы СПОТ)
Максимальная температура оболочки: / - ATHLET 1.2А; 2 ~ RELAP5/MOD3.2;
3- ДИНАМИКА-97
Рис. 3.98. Полное обесточивание (без работы СПОТ, MELCOR 1.8.4)
1 - температура днища реактора; 2— максимальная температура топлива
277
Глава третья
Рис. 3.99. Полное обесточивание (без работы СПОТ, MELCOR1.8.4)
Масса образовавшегося водорода
В результате невосполнимой потери котловой воды из ПГ через
сбросные устройства второго контура ухудшается отвод тепла от пер-
вого контура и начинается рост давления в нем, приводящий к от-
крытию контрольного ИПУ КД. В дальнейшем происходит посте-
пенная потеря теплоносителя первого контура через периодически
открывающийся ИПУ КД. Снижение уровня в СКР ниже выходных
патрубков реактора приводит к срыву естественной циркуляции теп-
лоносителя. Продолжающееся снижение уровня теплоносителя в ре-
акторе приводит к оголению верхней части активной зоны, разогреву
оболочек твэлов и к сверхпроектному повреждению активной зоны.
Данные по разогреву топлива, днища корпуса реактора и количе-
ству водорода, образовавшегося в результате реакций окисления, по-
лученные из анализа аварии с применением кода MELCOR 1.8.4,
представлены на рис. 3.98,3.99. Топливо начинает плавиться на IЗЗОО с,
а повреждение днища корпуса реактора в данной аварии происходит
на 21290 с. Масса образовавшегося водорода к моменту разрушения
днища составляет 662 кг.
Характерные для данного режима моменты времени приведены в
табл. 3.20.
278
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Таблица 3.20
Событие Время, с
ДИНАМИКА- 97 RELAP5/ MOD3.2 ATHLET 1.2А MELCOR 1.8.4
Начало срабатывания ИПУ КД 1920 2550 2240 3900
Опустошение ПГ 7500 6400 6200 4200
Начало образования уровня в СКР 4830 6600 5900 —
Срыв естественной циркуляции теплоносителя через реактор 6000 7200 6600 —
Температура оболочки твэлов достигла 1200 °C 8280 9500 8680 10490
Начало плавления топлива — — — 13300
Разрушение днища реактора — — — 21290
Приведенные результаты показывают, что характер протекания
аварии, предсказываемый различными кодами, в целом практически
одинаков. Нарушение максимального проектного предела по по-
вреждению твэлов происходит уже через 2-2,5 ч после начала ава-
рии, так что для недопущения перехода данной запроектной аварии в
тяжелую стадию необходима разработка специальных технических
средств.
На рис. 3.100, 3.101 показаны результаты расчета аварии с мгно-
венным гильотинным разрывом ГЦТ Ду 850 на входе в реактор с отка-
зом всех источников электроснабжения переменного тока без учета
работы системы ГЕ-2. Расчет проводился по программе ТЕЧЬ-М-97.
Следует заметить, что начальная стадия развития данной аварии
практически не отличается от проектного пути ее развития. Сущест-
венные отличия начинаются после опорожнения гидроемкостей пер-
вой ступени.
При снижении давления в первом контуре до 5,88 МПа (8,5 с ава-
рийного процесса) в работу включаются гидроемкости САОЗ (ГЕ-1),
ограничивая темп опорожнения реактора и обеспечивая заполнение
279
Глава третья
Рис. 3.100. Разрыв ГЦТ Ду 850 и обесточивание (без ГЕ-2, ТЕЧЬ-М-97)
Объем воды в реакторе
Рис. 3.101. Разрыв ГЦТ Ду 850 и обесточивание (боз ГЕ-2, ТЕЧЬ-М-97)
Максимальная температура оболочки
280
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
напорной камеры реактора к моменту прекращения работы ГЕ-1 на
57,5 с. Масса теплоносителя в первом контуре за счет работы ГЕ-1
повышается, обеспечивая охлаждение активной зоны реактора в те-
чение некоторого периода времени. Затем уменьшение уровня воды
в реакторе (за счет выброса в течь и выпаривания воды) приводит к
ухудшению охлаждения активной зоны и последующему ее разогреву
после 100 с. К 285 с с момента аварии максимальная температура обо-
лочки превышает 1200 °C (рис. 3.101).
Такой же расчет был выполнен по программе RELAP5/MOD3.2.
Результаты расчета представлены на рис. 3.102, 3.103. Как видно из
приведенных графиков, характер протекания переходного процесса
практически аналогичен полученному по программе ТЕЧЬ-М-97.
Разогрев оболочек твэлов также начинается на -100 с, и к 280 с мак-
симальная температура оболочки превышает 1200 °C (рис. 3.103).
Как и для предыдущей аварии, данные по разогреву топлива, дни-
ща корпуса реактора и количеству водорода, образовавшегося в ре-
зультате реакций окисления, получены из анализа аварии с примене-
нием кода MELCOR 1.8.4 и представлены на рис. 3.104,3.105. Топли-
во начинает плавиться на 2050 с, повреждение днища корпуса реак-
Рис. 3.102. Разрыв ГЦТ Ду 850 и обесточивание (без ГЕ-2,
RELAP5/MOD3.2)
Объем воды в реакторе
281
Глава третья
Рис. 3.103. Разрыв ГЦТ Ду 850 и обесточивание (без ГЕ-2,
RELAP5/MOD3.2)
Максимальная температура оболочки
Рис. 3.104. Разрыв ГЦТ Ду 850 и обесточивание (без ГЕ-2, MELCOR1.8.4)
/- температура днища реактора; 2- максимальная температура топлива
282
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.105. Разрыв ГЦТ Ду 850 и обесточивание (без ГЕ-2, MELCOR 1.8.4)
Масса образовавшегося водорода
тора в данной аварии происходит на 7610 с. Масса образовавшегося
водорода к моменту разрушения днища составляет 262 кг.
Таким образом, для недопущения перехода данной запроектной
аварии в тяжелую стадию необходима разработка специальных тех-
нических средств.
Результаты рассмотренных выше типичных запроектных аварий
показывают необходимость предусматривать в проекте дополнитель-
ные средства, предназначенные для недопущения перехода аварий в
тяжелую стадию. Ниже представлены результаты расчета тех же ти-
пичных запроектных аварий при нормальном функционировании
новых пассивных систем (ГЕ-2 и СПОТ). Предполагалось, что в ра-
боте все четыре канала данных систем (при этом СПОТ первоначаль-
но работает в режиме регулирования, а через 1800 с переводится опе-
ратором в режим расхолаживания реакторной установки).
На рис. 3.106-3.109 показаны результаты расчета аварии с отказом
всех источников электроснабжения переменного тока с учетом рабо-
ты СПОТ. Расчет проводился по программам ДИНАМИКА-97,
RELAP5/MOD3.2 и ATHLET 1.2А.
На первой стадии протекание аварии аналогично представленно-
му выше. Однако в результате работы СПОТ часть тепла от первого
283
Глава третья
Рис. 3.106. Полное обесточивание (с работой СПОТ)
Давление на выходе из активной зоны: I - ATHLET 1.2А; 2 - RELAP5/MOD3.2;
3- ДИНАМИКА-97
Рис. 3.107. Полное обесточивание (с работой СПОТ)
Температура теплоносителя на выходе из реактора: / - ATHLET 1.2А;
2-RELAP5/MOD3.2; 3-ДИНАМИКА-97
284
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.108. Полное обесточивание (с работой СПОТ)
Весовой уровень в ПГ: / - ATHLET 1.2А; 2- RELAP5/MOD3.2; 5- ДИНАМИКА-97
Рис. 3.109. Полное обесточивание (с работой СПОТ)
Максимальная температура оболочектвэлов: /-ATHLET 1.2А; 2- RELAP5/MOD3.2;
3- ДИНАМИКА-97
285
Глава третья
контура отводится в окружающую среду, а остальное тепло отводится
за счет работы БРУ-А (продолжается потеря котловой воды из ПГ).
После соответствующего уменьшения остаточной мощности реакто-
ра сбросные устройства второго контура закрываются, потеря котло-
вой воды из ПГ прекращается. Отвод тепла от первого контура осу-
ществляется за счет работы СПОТ по замкнутой схеме, пар конден-
сируется в теплообменных модулях, а конденсат возвращается обрат-
но в ПГ. Параметры РУ начинают снижаться, обеспечивается надеж-
ное охлаждение активной зоны.
Таким образом, результаты расчета показывают, что работа СПОТ
предотвращает какое-либо повреждение активной зоны в рассматри-
ваемой запроектной аварии.
На рис. 3.110-3.113 показаны результаты расчета аварии с разры-
вом ГЦТ Ду 850 на входе в реактор с отказом всех источников элект-
роснабжения переменного тока на 24 ч с учетом работы пассивных
систем (ГЕ-2 и СПОТ). Расчет проводился по программе ТЕЧЬ-М-97.
В расчете использовалась оптимизированная, с учетом предполагае-
мой динамики изменения давления в контейнменте, зависимость
подачи воды из системы ГЕ-2.
При учете работы СПОТ принималось, что оператор через 1800 с
с момента аварии переключает ее в режим расхолаживания, с этого
момента начнется расхолаживание парогенераторов по второму кон-
туру. Продолжительность этапа расхолаживания ПГ составляет 4800 с
(рис. 3.110). После снижения температуры во втором контуре ниже
температуры первого контура парогенераторы переходят на работу в
режиме конденсации пара первого контура, возвращая его в виде
конденсата в петли ГЦТ.
Наличие подпитки от ГЕ-2 способствует сохранению массы воды
в первом контуре на уровне 50000 кг, что, в свою очередь, обеспечи-
вает поддержание активной зоны в расхоложенном состоянии. При
этом большая часть массы теплоносителя сосредоточена в реакторе.
После перехода ГЕ-2 на последнюю ступень подачи (на 30000 с) про-
исходит снижение массы теплоносителя в первом контуре (примерно
до 32000 кг), однако разогрева активной зоны не наблюдается.
Таким образом, результаты расчета второго варианта показывают,
что в течение рассмотренных 24 часов аварии совместная работа
СПОТ и ГЕ-2 обеспечивает приемлемый температурный режим ак-
тивной зоны (без превышения максимального проектного предела
повреждения твэлов).
286
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.110. Разрыв ГЦТ Ду 850 и обесточивание (с учетом ГЕ-2 и СПОТ,
ТЕЧЬ-М-97)
/ - давление на выходе из активной эоны; 2— давление в ПГ
Рис. 3.111. Разрыв ГЦТ Ду 850 и обесточивание (с учетом ГЕ-2 и СПОТ,
ТЕЧЬ-М-97)
Объем воды в реакторе
287
Глава третья
М, кг
240000
220000
200000
180000
160000
140000
120000
100000
80000
60000
40000
20000
М.мг
•
• нив — —
» —
I.C
—
►
* —
t, с
0 10800 21600 32400 43200 54000 64800 75600 86400
Рис. 3.112. Разрыв ГЦТ Ду 850 и обесточивание (с учетом ГЕ-2 и СПОТ,
ТЕЧЬ-М-97)
Масса теплоносителя в первом контуре
Т/С
Рис. 3.113. Разрыв ГЦТ Ду 850 и обесточивание (с учетом ГЕ-2 и СПОТ,
ТЕЧЬ-М-97)
Максимальная температура оболочки
288
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Расчет аварии с разрывом ГЦТ Ду 850 на входе в реактор с отказом
всех источников электроснабжения переменного тока на 24 ч с уче-
том работы новых пассивных систем был выполнен также по про-
грамме RELAP5/MOD3.2. Результаты расчета, представленные на
рис. 3.114 и 3.115, показывают, что приемлемое охлаждение активной
зоны обеспечивается в течение всего рассмотренного времени.
Работа новых пассивных систем безопасности СПОТ и ГЕ-2 в
рассмотренных запроектных авариях обеспечивает возможность на-
дежного охлаждения активной зоны в течение требуемых 24 ч аварии
при условии обеспечения требуемого закона подачи воды в реактор
от ГЕ-2, что позволяет существенно снизить вероятность тяжелого
повреждения активной зоны.
В условиях запроектной аварии с отказом всех источников элект-
роснабжения переменного тока без разгерметизации первого конту-
ра работа СПОТ позволяет прекратить потерю котловой воды из ПГ,
обеспечить отвод остаточного тепла от активной зоны.
В определенных сценариях запроектных аварий с разгерметиза-
цией первого контура, благодаря работе СПОТ, первый контур до-
Рис. 3.114. Разрыв ГЦТ Ду 850 и обесточивание (с учетом ГЕ-2 и СПОТ,
RELAP5/MOD3.2)
Объем воды в реакторе
289
Глава третья
Рис. 3.115. Разрыв ГЦТ Ду 850 и обесточивание (с учетом ГЕ-2 и СПОТ,
RELAP5/MOD3.2}
Максимальная температура оболочки
полнительно подпитывается водой за счет образующегося в трубчат-
ке П Г конденсата, что благоприятно сказывается на температурном
режиме активной зоны. Существенное влияние на эффективность
работы СПОТ оказывает величина противодавления под защитной
оболочкой. Большей величине противодавления соответствует
большая мощность СПОТ и, соответственно, большее количество
сконденсированного пара, который в виде конденсата поступает в
трубопроводы первого контура.
290
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
3.11
РАЗВИТИЕ МЕТОДИЧЕСКОГО И ПРОГРАММНОГО
ОБЕСПЕЧЕНИЯ ДЛЯ АНАЛИЗА
НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМОВ
3.11.1
Описание программного комплекса ТРАП
Программный комплекс ТРАП (Теплогидравлические расчеты ава-
рийных процессов, далее по тексту - комплекс) разработан в ОКБ
«Гидропресс» и имеет весьма продолжительную историю создания и
применения в проектных расчетах. Методическая основа программ
комплекса создавалась в период разработки проектов ВВЭР-440 и
первых проектов ВВЭР-1000 и совершенствовалась по мере накопле-
ния теоретического и экспериментального материала, представлений
о процессах в реакторных установках и роста требований к объему и
качеству расчетного обоснования работоспособности и безопасности
АЭС. При создании комплекса учитывался опыт его эксплуатации в
ОКБ «Гидропресс» и других организациях. В основу совершенствова-
ния программ и модулей комплекса заложен принцип преемственно-
сти, по которому более поздние модификации обеспечивают реали-
зацию возможностей более ранних.
Назначение и область применения
Комплекс программ теплогидравлических расчетов нестационарных
режимов РУ ВВЭР ТРАП предназначен для анализа параметров РУ и
теплогидравлической обстановки в активной зоне реактора и в реак-
торе в режимах с нарушениями в работе оборудования первого, вто-
рого контуров и аварийных режимах, включая аварии с потерей теп-
лоносителя.
Комплекс используется при анализе проектных аварий и запро-
ектных аварий при обосновании работоспособности и безопасности
291
Глава третья
АЭС с ВВЭР и экспериментальных стендов. При анализе запроект-
ных аварий область применимости комплекса ограничивается режи-
мами, связанными с тяжелым повреждением активной зоны.
При создании комплекса ТРАП за основу приняты уравнения со-
хранения массы, энергии и количества движения теплоносителя, за-
писанные в одномерном приближении. Однако с позиции разработ-
ки математических моделей и программ расчета параметров теплоно-
сителя в первом и втором контурах РУ ВВЭР в различных режимах
выделены два типа расчетов:
• расчеты нестационарных эксплуатационных режимов с наруше-
ниями в работе оборудования (обесточивание, заклинивание
главных циркуляционных насосов, сброс или резкое увеличение
нагрузки турбогенераторов, нарушения в работе систем управле-
ния и защиты реактора, компенсатора давления и др.) и аварий-
ных режимов, не связанных с нарушениями герметичности пер-
вого контура;
• расчеты аварийных режимов с течами теплоносителя из первого
контура.
В основе данного разделения лежит анализ основных физических
явлений, характерных для различных режимов.
Например, для режимов второго типа, особенно на начальной
стадии аварии, актуальны явления, обусловленные сжимаемостью
теплоносителя и изменением его кинетической энергии. Необходи-
мо учитывать скорость распространения волн давления, ограничение
скорости движения теплоносителя скоростью звука в среде. На сле-
дующих стадиях становятся также актуальными явления проскальзы-
вания пара, разделения фаз, стратификации теплоносителя и т. д.
При расчете режимов первого типа многими эффектами можно пре-
небречь, что позволяет существенно упростить основную систему
уравнений.
Для расчетов первого типа предназначена программа ДИНАМИ-
КА, а для расчетов второго типа — программа ТЕЧЬ-М.
В программах комплекса ТРАП, для обеспечения возможности
выполнения расчетных анализов в консервативных предположениях,
в исходные данные вынесены все основные характеристики оборудо-
вания и материалов, включая топливо, и поправочные коэффициен-
ты к используемым корреляциям (коэффициенты теплоотдачи, гид-
равлического сопротивления трения, расхода при истечении, крити-
ческие тепловые потоки и др.).
292
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Структурная схема комплекса ТРАП
В структурной схеме комплекса все модули и программы взаимосвя-
заны. Основные функциональные связи профаммы ДИНАМИКА и
ТЕЧЬ-М с модулями отражены на рис. 3.116.
ДИНАМИКА и ТЕЧЬ-М являются основными профаммами
комплекса, обеспечивающими выполнение его задач. Каждая из этих
профамм имеет самостоятельное значение, и в комплекс они объе-
динены по двум причинам. Во-первых, в совокупности эти програм-
мы обеспечивают возможность расчетного анализа теплогидравличе-
ских параметров первого и второго контуров и активной зоны прак-
тически во всех проектных режимах при обосновании работоспособ-
ности и безопасности РУ ВВЭР. Во-вторых, обе эти программы бази-
руются на единой системе модулей.
293
Глава третья
Модули подразделяются на три типа:
• объектно-ориентированные (объектные) модули. Предназначены
для моделирования работы одного или нескольких элементов
оборудования;
• функциональные модули. Обеспечивают моделирование отдель-
ных физических явлений и процессов;
• сервисные модули.
Наиболее крупным объектным модулем, имеющим и самостоя-
тельное значение, является модуль КАНАЛ. Этот модуль предназна-
чен для расчета теплогидравлической обстановки в активной зоне
при известных граничных условиях (давление, удельная энтальпия,
концентрация борной кислоты на входе и выходе). Собственно моду-
лем является основная функциональная часть программы КАНАЛ,
обеспечивающая расчет параметров в активной зоне на очередном
временном слое. Эта часть включена в программы ДИНАМИКА и
ТЕЧЬ-М и используется ими в процессе решения общеконтурной за-
дачи.
Самостоятельное значение программа КАНАЛ обретает при ана-
лизе теплогидравлической обстановки в отдельных каналах активной
зоны, который осуществляется следующим образом. При решении
общеконтурных задач по программам ДИНАМИКА и ТЕЧЬ-М про-
изводится запись в файл таблиц изменения фаничных условий на
входе и выходе активной зоны и таблицы изменения мощности реак-
тора. Далее, анализ теплогидравлической обстановки в отдельных ка-
налах (кассетах) активной зоны проводится по профамме КАНАЛ с
использованием этих таблиц.
Объектными являются также модули НАСОС, САОЗ, ТВЭЛ, осу-
ществляющие расчет на очередном временном слое соответственно:
• напора и скорости вращения насоса в зависимости от текущего
значения расхода, частоты и напряжения элекфического тока с
использованием четырехквадрантной характеристики;
• работы гидроемкостей с соединительными фубопроводами и ар-
матурой, различных насосов со своими характеристиками, баков с
запасом борированной воды;
• температурного поля в сечении твэла. Теплопроводность зазора
топливо—оболочка рассчитывается с учетом температурного рас-
ширения топлива, оболочки и упругой деформации последней.
Учитывается развитие реакции окисления циркония при повыше-
нии температуры. Явления пластической деформации и наруше-
294
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
ния герметичности оболочек твэлов рассчитываются на основа-
нии экспериментальных данных и результатов расчетов по специ-
альным программам.
Среди функциональных модулей большое значение имеют:
• АЛЬФА-2 - модуль расчета коэффициентов теплоотдачи и гид-
равлического сопротивления трения;
• МАЗ-1 — решение уравнений нейтронной кинетики реактора в то-
чечном приближении;
• ВОДА-2 - решение уравнения состояния воды и водяного пара и
расчета критических расходов воды и пароводяной смеси методом
линейной интерполяции на основании таблиц, записанных на
магнитный носитель. Таблицы теплофизических свойств воды и
водяного пара и таблицы критических расходов воды и пароводя-
ной смеси записываются с помощью сервисного модуля
ФОРММЛ, который, в свою очередь, использует модуль СВОЙ-
СТВА — расчет теплофизических свойств воды и водяного пара.
В состав комплекса входят также несколько сервисных модулей,
обеспечивающих, например, возможность прекращения расчета и
рестарта (модуль ЗАПИСЬ), возможность графической обработки
результатов расчетов (модуль KORR). Работа этих модулей на резуль-
таты расчетов не влияет.
3.11.2
Описание программы ДИНАМИКА
Программа ДИНАМИКА ориентирована на расчет процессов в реак-
торных установках ВВЭР. Так как для всех этих установок набор ос-
новных компонентов и их соединение не имеют принципиальных от-
личий, в коде использована относительно жесткая расчетная схема.
Пример расчетной схемы первого контура приведен на рис. 3.117.
Код позволяет моделировать основные элементы оборудования:
реактор, парогенератор, компенсатор давления, циркуляционные
петли, системы регулирования, защит и блокировок. Реактор вклю-
чает модели активной зоны, напорной и сборной камер реактора. В
циркуляционные петли входят главный циркуляционный трубопро-
вод, парогенератор, главные циркуляционные насосы и главные за-
295
Рис. 3.117. Расчетная схема первого контура по программе ДИНАМИКА
Глава
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
порные задвижки. Горячие трубопроводы петель соединены со сбор-
ной камерой, холодные - с напорной камерой. Одна из петель (в
программе — расчетная петля) всегда выделена, так как к горячему
трубопроводу этой петли подсоединен компенсатор давления. Трубо-
провод впрыска теплоносителя в паровой объем компенсатора может
быть соединен с холодным трубопроводом любой петли. В камеры
реактора и трубопроводы петель может подаваться вода от системы
аварийного охлаждения активной зоны.
Расчетная схема позволяет рассматривать до четырех расчетных
петель с различными граничными условиями (геометрические харак-
теристики всех петель предполагаются одинаковыми).
Подлине расчетные петли разбиваются на элементарные объемы,
в пределах которых параметры теплоносителя одинаковы. Макси-
мальное количество объемов для каждой из петель - 22, из них 10 по
длине трубчатки ПГ
Количество объемов подлине (высоте) каждой из камер реактора
не более 6, однако, если расчет проводится по модели с возможным
разделением фаз (образование уровня) в камерах, то камера модели-
руется одним объемом, в котором выделены две разделенные уров-
нем воды или пароводяной смеси области. Паровая область находит-
ся в верхней части камеры.
Для расчета процессов в активной зоне используется модуль
КАНАЛ, описание которого приведено ниже.
В каждом случае выбор расчетной схемы определяется целями
расчета, составом работающего оборудования и характером режима.
Приведенная на рис. 3.117 расчетная схема рекомендована для про-
ектных расчетов в качестве базовой. Количество элементов в расчет-
ной схеме выбрано из условия исключения влияния дальнейшего
увеличения количества элементов на результаты расчетов основных
проектных режимов. Для ГЦТ, соединительного трубопровода, КД и
каналов активной зоны на схеме указаны номера расчетных участков
(по тексту номера указаны в скобках).
Система теплоносителя первого контура представлена четырьмя
расчетными циркуляционными петлями:
• расчетная петля 1 - петля, к которой подключен компенсатор
давления;
• расчетные петли 2 и 3 - рабочие петли;
• расчетная петля 4 - моделирует оставшиеся петли, которые счита-
ются работающими в одинаковых условиях.
297
Глава третья
Каждая петля разбита на следующее количество расчетных объе-
мов:
• горячий трубопровод - 3 расчетных объема (1,2, 3);
• горячий коллектор ПГ - 1 расчетный объем (4);
• трубчатка ПГ — 5 расчетных объемов (5-9, 5'—9' — для трубок над
уровнем);
• холодный коллектор ПГ - 1 расчетный объем (10);
• холодный трубопровод ГЦТ - 5 расчетных объемов (11-15);
• соединительный трубопровод между КД и ГЦТ — 3 расчетных
объема (1, 2, 3).
Камеры реактора моделируются каждая одним расчетным объе-
мом.
Активная зона смоделирована тремя параллельными каналами:
• канал с максимальными энерговыделениями;
• канал со средними энерговыделениями;
• канал протечек мимо активной зоны.
По высоте активная зона разбита на 12 участков, 10 из которых —
обогреваемые и два - входной и выходной участки - необогревае-
мые.
Использование методических допущений, характерных для дан-
ного типа режимов, позволяет проводить расчеты на IBM PC с про-
цессором PENTIUM 4 в реальном времени.
3.11.3
Описание программы ТЕЧЬ-М
В программе ТЕЧЬ-М также использована полужесткая расчетная
схема. Схема ориентирована на моделирование процессов в РУ ВВЭР,
поэтому она аналогична расчетной схеме, использованной в програм-
ме ДИНАМИКА. Пример расчетной схемы приведен на рис. 3.118.
В программе имеется возможность моделировать до четырех рас-
четных петель, находящихся в различных условиях (подача охлажда-
ющей воды, электропитание главных циркуляционных насосов, под-
ключение компенсатора давления и др.). В любом случае последняя
расчетная петля всегда называется аварийной, а предпоследняя ис-
пользуется с «весом», равным количеству оставшихся петель, причем
все эти петли находятся в одинаковых условиях. Геометрические и
298
Рис. 3.118. Расчетная схема первого контура по программе ТЕЧЬ-М
идравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Глава третья
гидравлические характеристики работоспособных и аварийной пе-
тель могут быть различны.
При моделировании камер реактора, в связи со сложностью их ге-
ометрии, характеристики каждой ячейки этих элементов задаются
отдельно.
Холодные трубопроводы могут быть включены в любую ячейку
напорной, а горячие, соответственно, в любую ячейку сборной каме-
ры реактора.
Компенсатор давления может быть подключен к любому элементу
горячего трубопровода первой работоспособной или аварийной петли.
В САОЗ выделяется пассивный узел — емкости с водой, нахо-
дящейся под давлением газа (максимальное количество емкостей —
4), и активный узел - насосы аварийного впрыска (максимальное ко-
личество - 12). Как активные, так и пассивные элементы САОЗ
могут быть подключены в любую ячейку холодного и горячего
трубопроводов любых петель и непосредственно в камеры реактора.
Ячейки связаны линиями перетечек, которые характеризуются
гидравлическими сопротивлениями и инерционностью.
Главные циркуляционные насосы могут быть включены в любую
ячейку холодных трубопроводов петель.
Данная расчетная схема дает возможность моделировать течь из
любого элемента аварийной петли или камер реактора. При этом
предусмотрена утечка теплоносителя либо из одной ячейки, либо при
двустороннем истечении из двух, соседних по схеме, ячеек. Каждый
парогенератор по второму контуру представлен одним специальным
элементарным объемом, в котором выделен расчетный элемент пере-
менного объема. В этом элементе моделируются параметры теплоно-
сителя над уровнем пароводяной смеси.
Паропроводы представлены одним расчетным объемом, соеди-
ненным с паровым пространством парогенераторов. Моделируется
работа системы подачи питательной воды, стопорных клапанов
турбин, быстродействующих редукционных устройств сброса пара,
предохранительных клапанов на парогенераторах, быстродействую-
щих запорно-отсечных клапанов.
Количество расчетных объемов в петлях и камерах реактора не бо-
лее 100.
Для расчета процессов в активной зоне используется модуль
КАНАЛ, описание которого приведено ниже.
В каждом случае выбор расчетной схемы определяется целями
расчета, составом работающего оборудования и характером режима с
300
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
учетом изложенных выше ограничений. Расчетная схема, приведен-
ная на рис. 3.118, рекомендована в качестве базовой для выполнения
проектных расчетов. Количество элементов в расчетной схеме вы-
брано из условия исключения влияния дальнейшего увеличения ко-
личества элементов на результаты расчетов основных проектных ре-
жимов. Нумерация расчетных объемов (на схеме цифры внутри яче-
ек или над ними, по тексту указаны в скобках) сквозная в пределах
первого контура. Для каналов активной зоны нумерация своя (на
схеме приведена для одного из каналов).
Общее количество расчетных объемов первого контура около 80.
Работоспособные петли разделены на 15 объемов каждая (5 - холод-
ный трубопровод, 3 - горячий трубопровод, 7 - ПГ). Аварийная пет-
ля разделена на 17 объемов (6 - холодный трубопровод, 4 - горячий
трубопровод, 7 - ПГ). Напорная и сборная камеры реактора разделе-
ны соответственно на 5 (66-70) и 3 (71-73) расчетных объема. КД и
дыхательный трубопровод представлены соответственно одним (74)
и двумя (75, 76) расчетными объемами.
Активная зона представлена в расчете пятью параллельными ка-
налами:
• четыре канала моделируют обогреваемую часть активной зоны
(один канал с твэлами средней теплонапряженности, один канал
с твэлами максимальной теплонапряженности и два канала с за-
данными значениями уровня тепловыделений);
• один канал, необогреваемый, моделирует канал протечек тепло-
носителя мимо активной зоны.
Каналы активной зоны по высоте разделены на 12 участков, 10 из
которых моделируют обогреваемую часть, два других - вход и выход
из активной зоны.
3.11.4
Описание профаммы КАНАЛ
Наиболее актуальным при обосновании безопасности является во-
прос расчета температурного режима в активной зоне. Программа
КАНАЛ предназначена для расчета процессов в активной зоне ВВЭР
при известных граничных условиях (давление, удельная энтальпия,
концентрация борной кислоты на входе и выходе). В модуле КАНАЛ
301
Глава третья
активная зона моделируется несколькими параллельными каналами
(до пяти каналов), при этом считается, что тепломассообмен между
каналами отсутствует. Программа обеспечивает возможность расчета
параметров с учетом неравномерного распределения расходов тепло-
носителя по каналам и изменения направления потока, а также с уче-
том возникновения пароциркониевой реакции в оболочках твэлов и
блокировки сечения канала при деформации твэлов. Программа мо-
делирует процессы возникновения кризиса кипения на оболочках
твэлов и процесс повторного смачивания оболочек твэлов при повтор-
ном заливе активной зоны и расхолаживании, позволяет проводить
расчет перегрева оболочек в условиях закризисного теплообмена.
Ниже приводятся допущения программы КАНАЛ-97:
• активная зона представлена системой параллельных каналов,
объединяющих твэлы с близким уровнем энерговыделений;
• уравнения для определения параметров теплоносителя в канале
записаны в одномерном приближении, в допущении, что стенки
канала жесткие;
• теплообмен между теплоносителем и элементами внутрикорпус-
ных устройств реактора (в частности, между теплоносителем и
чехлами кассет) не учитывается;
* теплопроводность в аксиальном направлении в теплоносителе,
конструкционных материалах и топливе не учитывается;
• значения местных гидравлических сопротивлений в кассетах,
обусловленных наличием дистанционных решеток, распределены
равномерно по длине тепловыделяющей части активной зоны;
• изменение объемов ячеек, а также взаимное влияние твэлов при
деформации оболочек твэлов учитывается только через измене-
ние коэффициентов гидравлического сопротивления канала;
• перетечки теплоносителя между различными каналами не рассма-
триваются;
• при расчете термодинамических параметров теплоносителя не
учитывается изменение кинетической энергии потока;
• не рассматриваются эффекты, обусловленные сжимаемостью теп-
лоносителя (распространение волн давления в канале);
• при поверхностном кипении теплоносителя пар имеет температу-
ру насыщения, процесс вскипания насыщенной воды полагается
термодинамически равновесным;
• борная кислота в объеме активной зоны переносится только жидкой
фазой, максимальная концентрация борной кислоты в потоке равна
концентрации насыщенного раствора, которая полагается постоян-
302
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
ной в течение всего процесса. Процесс кристаллизации борной кис-
лоты при выпаривании теплоносителя не рассматривается;
• коэффициент проскальзывания пара определяется по стационар-
ным корреляционным соотношениям, либо его значение задается
пользователем программы в исходных данных и полагается посто-
янным в течение всего процесса.
В каждом канале по высоте обогреваемой части выделено до 11
равных по длине участков (ячеек), а также входной и выходной
необогреваемые участки.
Как отмечено выше, активная зона может быть представлена пя-
тью каналами, один из которых моделирует протечки (канал без твэ-
лов), а один моделирует горячий канал для нахождения наихудших
условий в активной зоне реактора. Горячий канал предполагается со-
стоящим целиком из наиболее теплонапряженных твэлов с макси-
мальной линейной тепловой нагрузкой. Локальный удельный тепло-
вой поток с поверхности твэла в горячем канале определяется по теп-
ловой мощности с учетом коэффициентов неравномерности распре-
деления энерговыделения и инженерного коэффициента запаса на
расчет локального теплового потока.
3.11.5
Верификация программ комплекса
При верификации программного комплекса ТРАП были использова-
ны экспериментальные данные, полученные на следующих интег-
ральных установках:
• реальные натурные блоки с реакторными установками ВВЭР-440
и ВВЭР-1000. Как правило, это головные блоки АЭС, поскольку
программа пусконаладочных испытаний на них проводилась в на-
иболее полном объеме. Привлекались также результаты некото-
рых аварийных режимов, возникавших на натурных блоках;
• интегральный стенд безопасности ОКБ «Гидропресс», далее - СБ-1;
• интегральные стенды PMK-NVH (ЦИФИ, г. Будапешт, Венгрия)
и PACTEL (VTT, г. Лаппеенранта, Финляндия), структурно подоб-
ные РУ ВВЭР-440, решение стандартных задач по исследованию
аварий с нарушениями герметичности первого контура;
303
Глава третья
• интегральный стенд ИСБ-ВВЭР (ЭНИЦ, г. Элеклрогорск) струк-
турно подобен РУ ВВЭР-1000, решение стандартных задач по иссле-
дованию аварий с нарушениями герметичности первого контура;
• интегральный стенд BETHSY (Ядерный центр в Гренобле, Фран-
ция), решение стандартных задач по исследованию аварий с нару-
шениями герметичности первого контура;
• интегральный стенд ПСБ-ВВЭР (ЭНИЦ, г. Электрогорск) струк-
турно подобен РУ ВВЭР-1000, исследование аварий с нарушени-
ями герметичности первого контура.
Для верификации математических моделей отдельных явлений
использовались следующие фрагментарные стенды:
• MARVIKEN - стенд для исследования критических потоков при
истечении теплоносителя, Швеция;
• установка Эдвардса и О’Брайена (UKAEA, Великобритания) для
исследования волновых процессов при истечении теплоносителя
при разрыве горизонтальной трубки, далее - EDWARDS;
• сосуд высокого давления МЭИ - измерение давления в сосуде и
распределения паросодержания по высоте при истечении тепло-
носителя из сосуда, далее - СОСУД.
Рис. 3.119.1 -й блок ЮУАЭС. Испытания выбегов ГЦН
Отключение: / - трех из трех, эксперимент; 2 — одного из четырех, эксперимент;
3 - трех из трех, расчет (ДИНАМИКА); 4— одного из четырех, расчет (ДИНАМИКА)
304
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Для моделирования процессов в активной зоне использованы
следующие стенды:
• 7-кассетный стенд ОКБ «Гидропресс», 7К, измерение гидравличе-
ских характеристик натурных кассет;
• стенд СВД-1 ГНЦ РФ ФЭИ, решение стандартных задач по ис-
следованию повторного залива активной зоны;
• стенд кризиса ОКБ «Гидропресс», СК.
Корреляции для расчета значений критических тепловых пото-
ков, коэффициентов теплоотдачи и гидравлического сопротивления
трения, использованные в модуле АЛЬФА-2, являются результатом
обработки экспериментальных данных, полученных на многих оте-
чественных и зарубежных стендах.
В качестве примера на рис. 3.119,3.120 приведены результаты рас-
чета по программе ДИНАМИКА эксперимента по выбегам ГЦН на
1 -м блоке ЮУАЭС.
Рис. 3.120.1-й блок ЮУАЭС. Испытания выбегов ГЦН
Отключение: / - четырех из четырех, эксперимент, 2- двух из четырех, эксперимент;
3 - двух из четырех, расчет (ДИНАМИКА); 4 - четырех из четырех, расчет (ДИНА-
МИКА)
305
Глава третья
3.11.6
Развитие программного комплекса ТРАП
Создание и развитие программного комплекса ТРАП продолжается
параллельно с процессом создания РУ ВВЭР и ростом требований
надзорных органов к обоснованию безопасности АЭС. Редакция
комплекса по состоянию на конец 1997 г. была аттестована ГАН РФ в
1999 г. В процессе аттестации возможности комплекса были проана-
лизированы ведущими специалистами отрасли, которые дали много
полезных рекомендаций по развитию комплекса.
В настоящее время развитие комплекса идет в двух направлениях.
Движущей силой первого направления является совершенствова-
ние проектов РУ ВВЭР в части создания нового оборудования для
повышения безопасности. Разрабатываются новые объектно-ориен-
тированные модули для моделирования работы системы быстрого
ввода бора, дополнительной системы залива активной зоны, системы
пассивного отвода тепла от парогенератора, системы аварийного рас-
холаживания через парогенератор и др.
Второе направление развития диктуется экономическими сообра-
жениями — необходимостью снижения консерватизма при расчете
процессов в условиях сильной деформации температурного и ней-
тронного полей в активной зоне в нестационарных режимах. В этой
части характерными являются режимы с несимметричной работой
циркуляционных петель и аварии, обусловленные нарушениями в
работе системы управления и защиты реактора. Развитие идет по пу-
ти создания модели процессов перемешивания теплоносителя в каме-
рах реактора (модуль КАМЕРА) и разработки модуля расчета ней-
тронного поля в активной зоне в нестационарных режимах (модуль
МАЗ-З). Предполагается также использование моделей расчета неста-
ционарной нейтронной кинетики, разработанных РНЦ КИ и НИТИ.
3.12
ОБЕСПЕЧЕНИЕ КОНСЕРВАТИЗМА ПРИ АНАЛИЗЕ АВАРИЙ
При оценке уровня безопасности атомной станции важную роль иг-
рает понятие запасов по критериям безопасности в отношении ряда
характеристик станции, в особенности тех, которые определяют це-
306
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
лостность физических барьеров на пути выхода радиоактивности.
Наличие таких запасов дает уверенность, что станция безопасна во
всех проектных режимах, в том числе при постулируемых проектных
авариях. Запас безопасности может быть определен как соотношение
(выраженное в физических единицах) между предельно допустимым
значением определенного параметра станции (предел безопасной
эксплуатации), превышение которого ведет, например, к отказу барь-
ера безопасности или к недопустимому физическому явлению, и дей-
ствительным значением этого параметра.
Во многих случаях предельно допустимые значения и/или дейст-
вительные значения неизвестны с достаточной точностью, так что и
запас по критериям безопасности в количественном отношении не
может быть точно указан. Поэтому в настоящее время в проектной
практике для оценки безопасности станции по отношению к проект-
ным переходным и аварийным режимам в большинстве случаев ис-
пользуется так называемый консервативный подход. Его основными
составляющими являются консервативность приемочных критериев,
характеризующих безопасность, и консервативность анализа, в ре-
зультате которого получаются характеристики станции, подлежащие
сравнению с приемочными критериями.
Консервативность приемочных критериев выражается в том, что
установленные приемочные критерии имеют некоторый запас по от-
ношению к соответствующим пределам безопасности (т.е. по отно-
шению к таким значениям параметров, при которых действительно
произошли бы отказы барьеров безопасности или начались неприем-
лемые физические процессы). Консервативность анализа выражает-
ся, в частности, в том, что возможные неопределенности всех началь-
ных и граничных условий учитываются в анализе таким образом,
чтобы иметь уверенность, что параметры станции, которые были бы
достигнуты, случись анализируемая авария на самом деле, будут не
хуже по последствиям по сравнению с полученными в результате ана-
лиза этой аварии.
Соответственно, на практике запас безопасности понимается как
разность между результатом консервативного анализа и приемочным
критерием для рассматриваемого параметра станции (например, по
отношению к максимальной температуре оболочки в аварии с поте-
рей теплоносителя). Чем больше запас безопасности в указанной вы-
ше трактовке, тем более безопасной может казаться станция, в част-
ности, если запас оказался нулевым, то уровень безопасности ока-
жется неприемлемым. На самом деле, такой вывод с технической
307
Глава третья
точки зрения может быть субъективным, как минимум, по двум при-
чинам. Во-первых, как указано выше, приемочные критерии всегда
назначаются с некоторым запасом по отношению к действительным
пределам безопасной эксплуатации. Поэтому даже уменьшение запа-
са по критериям безопасности до нуля (например, получение в расче-
те максимальной температуры оболочки 1200 °C для аварии с боль-
шой течью теплоносителя) необязательно означает, что предел безо-
пасной эксплуатации достигнут, т.е. что безопасность станции не
обеспечена. Во-вторых, при анализе проектных аварий подразумева-
ется, что консервативный анализ является детерминистическим, т.е.
дает максимально возможные значения параметров, которые подле-
жат сравнению с приемочными критериями. На самом деле при уче-
те неопределенностей, например начальных условий, соответствую-
щие численные значения, принимаемые для анализа как максималь-
но возможные, включают в себя (явно или неявно) некоторую веро-
ятность непревышения именно этих численных значений. Поэтому
численное значение запаса безопасности, полученное в анализе ава-
рии, сильно зависит от того, какая вероятность реализации началь-
ного условия, худшего, чем принятое для расчета значение, была со-
чтена приемлемой в данном анализе или в данном проекте. В случае
граничных условий (например, место разрыва, конфигурация рабо-
тоспособных систем безопасности, состояние станции перед аварией
и т.д.) проблема выглядит еще сложнее, так как гораздо труднее оце-
нить вероятность реализации различных совокупностей граничных
условий.
В качестве примера рассмотрим чувствительность результатов
анализа большой аварии с потерей теплоносителя для ВВЭР-1000 по
отношению к некоторым типичным граничным и начальным услови-
ям. Для ряда начальных условий, для которых можно указать вероят-
ность реализации их численных значений, рассмотрим их влияние на
расчетные запасы безопасности по максимальной температуре и глу-
бине локального окисления оболочки твэла в горячей точке активной
зоны. Следует иметь в виду, что приведенные ниже результаты расче-
тов не относятся к какому-либо конкретному энергоблоку с реакто-
ром ВВЭР-1000, а имеют целью лишь продемонстрировать влияние
некоторых начальных и граничных условий на параметры станции,
характеризующие выполнение приемочных критериев. Результаты,
приведенные ниже, были получены по программе ТЕЧЬ-М-97, опи-
санной в подразделе 3.11. Была использована нодализация реактор-
ной установки, являющаяся стандартной для большинства проект-
308
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
ных анализов аварий с большой течью из первого контура. Отметим,
однако, что для каждого конкретного проекта адекватность исполь-
зуемой нодализации обосновывается предварительными оценками.
Влияние исходных условий
В соответствии с требованиями нормативных документов по безо-
пасности граничные условия для анализа аварии должны задаваться
с учетом всех зависимых отказов. Кроме того, необходим учет одного
независимого отказа в любом элементе любой системы безопасности
(принцип единичного отказа). Поэтому для детерминистического
анализа (для целей лицензирования) необходимо предварительно
рассмотреть чувствительность результатов анализа по отношению к
исходным условиям. На этой основе определяется наиболее консер-
вативный сценарий аварии, подлежащий детальному теплогидравли-
ческому анализу для обоснования выполнения приемочных критери-
ев, установленных для данной аварии. Ниже приведены результаты,
позволяющие оценить чувствительность определяющих параметров
для аварий с потерей теплоносителя - максимальной температуры и
локального окисления оболочки твэла — по отношению к некоторым
граничным условиям.
В реакторной установке ВВЭР-1000 имеется четыре гидроемкости
САОЗ. Гидроемкости через обратные клапаны подключены непо-
средственно к реактору так, что две гидроемкости подают воду в
сборную камеру реактора (СКР) и две - в напорную камеру (НКР). В
соответствии с принципом единичного отказа в анализе аварии сле-
дует учитывать возможность отказа любой одной емкости. Поэтому
возможны две комбинации работоспособных гидроемкостей в отно-
шении подачи воды в реактор: (1) 2 ГЕ в НКР и 1 ГЕ в СКР; (2) 1 ГЕ
в НКР и 2 ГЕ в СКР. В лицензионном анализе большой аварии с по-
терей теплоносителя следует рассматривать наиболее неблагоприят-
ную из этих двух комбинаций.
Результаты расчета аварии с двусторонним разрывом ГЦТ на вхо-
де в реактор показаны на рис. 3.121. Видно, что схема «1 ГЕ в НКР и
2 ГЕ в СКР» дает худшие результаты с точки зрения температурного
режима в горячей точке активной зоны. В частности, более высокая
максимальная температура оболочки в период после первого пика
означает, что возможное локальное окисление для схемы «1 ГЕ в НКР
и 2 ГЕ в СКР» будет больше, чем для схемы «2 ГЕ в НКР и 1 ГЕ в
СКР». Поэтому в лицензионных анализах большой аварии для
309
Глава третья
Рис. 3.121. Влияние схемы подачи от пассивной САОЗ
/ - одна емкость САОЗ подает борный раствор в СКР, две - в НКР, 2 - аж емкости
САОЗ подают борный раствор в СКР, одна — в НКР
ВВЭР-1000 в большинстве случаев предполагается схема «1 ГЕ в НКР
и 2 ГЕ в СКР». Отметим, однако, что для каждого конкретного про-
екта консервативность этого допущения обосновывается предвари-
тельными оценками.
Типичная схема активной части САОЗ в реакторных установках
ВВЭР-1000 предусматривает подачу воды от ННД в камеры реактора
(через патрубки для ГЕ САОЗ) и одну или две петли (в зависимости
от проекта РУ). В соответствии с принципом единичного отказа в
анализе аварии следует учитывать возможность отказа любого одно-
го ННД (для четырехканальной схемы необходимо также предпола-
гать, что один любой канал находится в ремонте). Поэтому возможен
ряд комбинаций работоспособных каналов ННД в отношении пода-
чи воды в первый контур. Соответственно, в лицензионном анализе
большой аварии с потерей теплоносителя следует рассматривать на-
иболее неблагоприятную из этих комбинаций.
В качестве примера на рис. 3.122 показано влияние комбинации
работающих ННД на температурный режим в горячей точке актив-
ной зоны для двух комбинаций: (1) подача от ННД в реактор и в не-
поврежденную петлю; (2) подача от ННД в реактор и в поврежден-
310
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
Рис. 3.122. Влияние схемы подачи от активной САОЗ
I - ННД подают борный раствор в СКР, НКР и в аварийную петлю; 2- ННД подают
борный раствор в СКР, НКР и в целую петлю
ную петлю. Видно, что схема (2) дает худшие результаты. В частнос-
ти, более высокая максимальная температура оболочки в период по-
сле первого пика означает, что возможное локальное окисление для
схемы (2) будет больше, чем для схемы (1). Поэтому в лицензионных
анализах большой аварии для ВВЭР-1000 в большинстве случаев
предполагается работоспособность ННД, подающего воду в повреж-
денную петлю, а в отношении остальных ННД учитывается возмож-
ность единичного отказа (для четырехканальной схемы — и ремонта).
Отметим, однако, что для каждого конкретного проекта консерва-
тивная конфигурация активной части САОЗ, принимаемая для ли-
цензионного анализа, обосновывается предварительными оценками.
В аварии типа «большая течь теплоносителя» первый пик темпе-
ратуры оболочки твэла имеет место в первые секунды аварии, когда в
горячей точке активной зоны возникает кризис теплообмена. Причи-
нами кризиса являются резкое снижение давления в первом контуре
и расхода теплоносителя через активную зону. Снижение расхода че-
рез активную зону при разрыве холодной нитки вызвано обесточива-
нием ГЦН и утечкой теплоносителя из НКР в разрыв. Поэтому обыч-
ной практикой является варьирование коэффициента истечения в
311
Глава третья
диапазоне 0,6—1,0 с тем, чтобы получить наиболее раннюю и наибо-
лее полную стагнацию потока теплоносителя в активной зоне. Най-
денный таким образом коэффициент истечения используется затем
для детального лицензионного анализа.
На рис. 3.123 показано влияние коэффициента истечения на тем-
пературный режим в горячей точке активной зоны. Расчеты прове-
дены для трех значений коэффициента истечения (0,6; 0,8 и 1,0) из
контрольного объема, моделирующего входной патрубок реактора.
Видно, что коэффициент истечения слабо влияет на максимальную
температуру оболочки в первом пике (отличие для разных коэффи-
циентов истечения составляет около 2,5%). Для коэффициента 0,8
температура оболочки в горячей точке активной зоны в период по-
сле первого пика становится заметно больше, чем для коэффициен-
тов 1,0 и 0,6 (усредненная на интервале 400 с температура в горячей
точке составляет 315, 363 и 351 °C для коэффициентов истечения
1,0; 0,8 и 0,6 соответственно). Это означает, что возможное локаль-
ное окисление для коэффициента истечения 0,8 будет больше, чем
для коэффициентов 1,0 и 0,6. Поэтому в лицензионных анализах
большой аварии для ВВЭР-1000 в большинстве случаев коэффици-
ент истечения со стороны реактора предполагается равным 0,8. От-
Рис. 3.123. Влияние коэффициента истечения
Коэффициент истечения в разрыв со стороны реактора: 1 - равен 1; 2 - равен 0,8;
3 — равен 0,6
312
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
метим, однако, что для каждого конкретного проекта консерватив-
ный коэффициент истечения определяется на основе предваритель-
ных оценок (как с точки зрения максимальной температуры оболоч-
ки, так и с точки зрения локального окисления).
Влияние начальных условий
Детерминистический анализ аварий для лицензирования станции
должен выполняться консервативно как в отношении граничных ус-
ловий (с учетом возможных отказов в системах безопасности), так и
в отношении начальных условий (с учетом неопределенности пара-
метров, используемых д ля расчета в качестве исходных данных). Ни-
же приведены результаты анализа этой аварии, имеющие целью оце-
нить влияние некоторых начальных условий на температурный ре-
жим в горячей точке активной зоны ВВЭР-1000.
При определении начальной линейной нагрузки в горячей точке
консервативно учитываются как проектные коэффициенты неравно-
мерности в распределении энерговыделения, так и различные не-
определенности (погрешность измерения и поддержания мощности
реактора, погрешность нейтронно-физических расчетов, допуск на
геометрию твэла, допуски на обогащение топлива и др.). Все эти не-
определенности «складываются» в одном твэле путем задания соот-
ветствующего коэффициента мощности, и из таких твэлов формиру-
ется расчетный горячий канал для кода ТЕЧЬ-М-97.
Неопределенности, связанные с погрешностью нейтронно-физи-
ческого расчета и допусками на изготовление, учитываются путем
умножения проектной мощности горячего твэла на так называемый
инженерный коэффициент запаса. Инженерный коэффициент запа-
са рассчитывается статистически, а численное значение принимает-
ся в анализе аварий для интервала За. Это означает, что задаваемая
для анализа аварий мощность горячего твэла является консерватив-
ной с вероятностью не менее 99,86%. Для ВВЭР-1000 описанный
подход дает максимальную линейную нагрузку в горячей точке ак-
тивной зоны 448 Вт/см. Исходя из этой величины выполняются ана-
лизы безопасности для проектных режимов и определяются требова-
ния к контролю распределения мощности при эксплуатации.
На рис. 3.124 показано влияние максимальной линейной нагруз-
ки на температурный режим в горячей точке активной зоны. Расчеты
проведены для двух значений начальной линейной нагрузки: 448 и
417 Вт/см. Последнее значение соответствует численной величине
313
Глава третья
Рис. 3.124. Влияние линейной нагрузки
/ - для интервала Зо; 2-для вероятности 95%
инженерного коэффициента, консервативной с вероятностью не ме-
нее 95%. Такой уровень доверия считается обычно приемлемым в
технических приложениях. В частности, в анализах безопасности для
ожидаемых эксплуатационных происшествий важнейшим приемоч-
ным критерием является отсутствие кризиса теплообмена в горячей
точке активной зоны с вероятностью не менее 95% (притом, что та-
кие происшествия имеют гораздо ббльшую частоту возникновения).
Из рис. 3.124 видно, что максимальная линейная нагрузка заметно
влияет не только на температурный максимум в первом пике, но и на
температурный режим в горячей точке активной зоны на последую-
щей стадии аварии (и, следовательно, на локальное окисление).
Проводимость газового зазора между топливной таблеткой и обо-
лочкой твэла определяет начальную температуру топлива. Поскольку
практически в момент аварии теплоотвод от твэла к теплоносителю
прекращается, оболочка разогревается за счет аккумулированного в
топливе тепла. Поэтому максимум температуры оболочки в первом
пике сильно зависит от начальной температуры топлива и, следова-
тельно, от проводимости газового зазора.
Наибольшее влияние на проводимость газового зазора оказывает
величина зазора - разность между наружным диаметром таблетки и
314
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
внутренним диаметром оболочки. Допуск на эти параметры таков,
что минимально возможный и максимально возможный зазоры от-
личаются почти в 2 раза. Разумеется, в проектных анализах безопас-
ности для аварии с потерей теплоносителя величина зазора в горячей
точке предполагается максимальной в пределах поля допусков (хотя
статистическая обработка данных контроля параметров таблеток и
оболочек при изготовлении показывает, что вероятность иметь такой
зазор крайне низка). Для этой величины зазора вычисляется его про-
водимость, которая затем уменьшается для учета уплотнения топлива
и возможной неточности самой корреляции для проводимости. Полу-
ченная таким образом проводимость весьма консервативно определя-
ет начальную температуру топлива и, следовательно, существенно
влияет на температурный режим горячей точки активной зоны.
На рис. 3.125 показано влияние проводимости газового зазора на
температурный режим в горячей точке активной зоны. Расчеты про-
ведены для двух значений проводимости газового зазора: (1) в соот-
ветствии с подходом, принятым в настоящее время для проектных
анализов безопасности, и (2) консервативное с вероятностью не ме-
нее 95%. Видно, что проводимость газового зазора заметно влияет не
только на температурный максимум в первом пике, но и на темпера-
Рис. 3.125. Влияние проводимости газового зазора
/- проводимость по проектному подходу; 2— проводимость для вероятности 95%
315
Глава третья
турный режим в горячей точке активной зоны на последующей ста-
дии аварии (и, следовательно, на локальное окисление).
Остаточное тепловыделение заметно влияет на температурный
режим активной зоны в период после первого пика, когда активная
зона осушена и теплоотвод от твэлов ограничен низким коэффици-
ентом теплоотдачи к перегретому пару. В проектном анализе боль-
шой аварии с потерей теплоносителя остаточное тепловыделение за-
дается как функция времени с использованием стандартных корре-
ляций (например, ANSI-79) для бесконечного времени работы реак-
тора на полной мощности. При этом погрешность корреляции учи-
тывается консервативно для интервала Зо, т.е. для вероятности не ме-
нее 99,86%.
На рис. 3.126 показано влияние величины остаточного тепловы-
деления на температурный режим в горячей точке активной зоны.
Расчеты проведены для двух значений (кривых) остаточного тепло-
выделения: (1) в соответствии с подходом, принятым в настоящее
время для проектных анализов безопасности, и (2) консервативное с
вероятностью не менее 95%. Видно, что остаточное тепловыделение
очень сильно влияет на температуру оболочки в период после перво-
го пика (на стадии повторного залива) и, следовательно, на глубину
Рис. 3.126. Влияние остаточного тепловыделения
/ - для интервала Зо; 2-для вероятности 95%
316
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
локального окисления оболочки. В частности, для случая (2) не сле-
дует ожидать заметного окисления, так как температура оболочки
практически на всем протяжении аварии остается ниже порога паро-
циркониевой реакции.
Таким образом, при обосновании безопасности реакторных уста-
новок ВВЭР проводится расширенный анализ с целью поиска такой
комбинации граничных и начальных условий, которая обеспечивает
консервативность расчетных результатов в отношении параметров,
характеризующих выполнение приемочных критериев для конкрет-
ных проектных аварий.
3.13
ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 3
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов становит-
ся все более важной и все более объемной частью проекта реакторной
установки. Несколько десятилетий назад в проектах ВВЭР первого
поколения только несколько режимов, в основном связанных с не-
преднамеренным отключением или включением оборудования, под-
вергались детальному количественному анализу для оценки безопас-
ности реакторной установки. В настоящее время несколько десятков
режимов и сотни сценариев рассчитываются теплогидравлическими
и другими кодами с тем, чтобы обосновать безопасность станции,
адекватность характеристик оборудования и систем, устойчивость и
надежность работы энергоблока.
Эволюция требований нормативных документов и подходов к
проектированию привела также к значительному углублению совре-
менных анализов. С учетом требований современного нормативных
документов ОПБ-88/97 и ПБЯ РУ АС-89 можно выделить четыре ка-
тегории исходных событий и, соответственно, четыре категории не-
стационарных режимов, анализируемых с точки зрения обоснования
безопасности реакторной установки:
• режимы нормальной эксплуатации (состояние реакторной уста-
новки в определенных проектом эксплуатационных пределах и
условиях);
• предаварийные ситуации (состояние установки с нарушением
пределов или условий безопасной эксплуатации, не перешедшее в
аварию);
317
Глава третья
• проектные аварии (нарушение нормальной эксплуатации, при
котором произошел выход радиоактивности за предусмотренные
проектом для нормальной эксплуатации границы);
• запроектные аварии (авария, вызванная не учитываемыми для
проектных аварий исходными событиями, или проектная авария,
сопровождающаяся дополнительными по сравнению с проектны-
ми авариями отказами систем безопасности или реализацией
ошибочных решений персонала).
Указанные исходные события необходимо классифицировать
также по вероятности (частоте) возникновения и по тяжести послед-
ствий. При этом менее частым событиям соответствуют, как прави-
ло, менее жесткие требования в отношении их последствий, т.е. для
менее вероятных событий допускаются более тяжелые последствия.
Таким образом, одной из важнейших задач при проектировании ре-
акторной установки является категоризация исходных событий и
определение на этой основе тех приемочных критериев, выполнение
которых в проекте можно считать достаточным основанием для под-
тверждения безопасности реакторной установки.
Важнейшим принципом анализа нестационарных режимов в
обоснование безопасности является консервативность анализа. Кон-
сервативность анализа выражается, в частности, в том, что возмож-
ные неопределенности всех начальных и граничных условий учиты-
ваются в анализе таким образом, чтобы иметь уверенность, что пара-
метры станции, которые были бы достигнуты, случись анализируе-
мая авария на самом деле, будут не хуже значений, полученных как
результат анализа этой аварии.
При формулировании приемочных критериев необходимо соблю-
дать тот же принцип консерватизма, что и при анализе самих аварий.
Консервативность приемочных критериев выражается в том, что уста-
новленные для них значения параметров установки имеют определен-
ный запас по отношению к соответствующим пределам безопасной
эксплуатации (т.е. по отношению к таким значениям параметров, при
которых действительно произошли бы отказы барьеров безопасности
или начались неприемлемые физические процессы).
Для анализа нестационарных режимов, не относящихся непо-
средственно к обоснованию безопасности (т.е. к проверке выполне-
ния определенных приемочных критериев по параметрам установ-
ки), граничные и начальные условия также формулируются с соблю-
дением соответствующих принципов и правил. Например, для под-
318
Теплогидравлический анализ нестационарных режимов работы РУ ВВЭР
тверждения адекватности характеристик оборудования установки
требования к учитываемым начальным и граничным условиям ана-
лиза являются составной частью проектной основы соответствующе-
го оборудования. В теплогидравлических анализах, доставляющих
исходные данные для вероятностного анализа безопасности или для
оценки циклической прочности оборудования, можно учитывать
проектные параметры и проектное функционирование оборудования
и систем станции (без специальных предположений в обеспечение
консерватизма анализов). Вместе с тем, для оценки целостности ба-
рьеров безопасности в отношении единичного исходного события
(например, тепловой удар на корпус реактора) консерватизм началь-
ных и граничных условий для теплогидравлического анализа являет-
ся обязательным требованием.
Изложенные выше принципы применения консервативного под-
хода в практике проектирования ВВЭР отвечают современным меж-
дународным требованиям к теплогидравлическим анализам. В част-
ности, различная степень консерватизма для разных целей и разных
аварийных режимов предписывается новейшими стандартами и ре-
комендациями МАГАТЭ.
319
Гидродинамические воздействия на оборудование
в авариях с разрывами трубопроводов
Настоящая глава книги посвящена рассмотрению специфических
процессов, происходящих в реакторных установках в случаях воз-
никновения аварий с разрывами высокоэнергетических трубопрово-
дов. В ней даются описания различных силовых факторов, действую-
щих на оборудование и конструкции РУ, подходы к их расчетным
анализам, которые, в свою очередь, являются основой для расчетов
формоизменения и прочности элементов оборудования. Изложение
материала ограничено рамками оборудования первого и второго кон-
туров РУ для АЭС с реакторами типа ВВЭР, которое является объек-
том проектирования организацией Главного конструктора РУ, где ав-
торы на протяжении значительного времени занимались разработ-
кой описанных ниже физико-математических расчетных моделей и
компьютерных программ, а также расчетами в обоснование многих
проектов АЭС с ВВЭР.
Представленный материал предназначен для ознакомления с этой
областью расчетных анализов специалистов, работающих в области
проектирования и эксплуатации АЭС, в том числе специалистов, не
занимающихся непосредственно такими анализами.
4.1
ОБЩАЯ ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ
ПО РАСЧЕТАМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ
В расчетном обосновании проекта АЭС проводятся анализы динами-
ческих нагрузок на оборудование и конструкции различных систем
АЭС для эксплуатационных условий, а также для условий возможных
аварий. Результаты анализов используются в проектах РУ и в обосно-
вании безопасности АЭС. В этой главе освещаются некоторые про-
блемы, связанные с гидродинамическими воздействиями при воз-
320
Гидродинамические воздействия на оборудование в авариях
можных авариях, обусловленных такими внутренними событиями,
как разрывы высокоэнергетических трубопроводов, содержащих
теплоноситель (вода, пар) при высоких параметрах. К ним, прежде
всего, относятся трубопроводы первого и второго контуров РУ.
С позиций безопасности расчетные анализы динамических нагру-
зок на оборудование и конструкции (далее — оборудование) при раз-
рывах трубопроводов проводятся для выбора проектно-конструктор-
ских решений и доказательства сохранения функций систем РУ,
включая специальные системы безопасности, и преодоления опас-
ных воздействий возникающих силовых факторов на РУ. При этом
мерой этого преодоления является соответствие характеристик РУ
критериям безопасности, приведенным в нормативных документах
[2, 4]. Основными критериями здесь являются:
• возможность прекращения ядерной реакции в активной зоне ре-
актора при аварии, что требует безотказной работы системы уп-
равления и защиты (СУЗ) реактора, в том числе беспрепятствен-
ного ввода стержней, поглощающих нейтроны, а также другого
поглотителя (например, борированной воды);
• охлаждение активной зоны реактора, в том числе от специальной
системы безопасности (емкости с теплоносителем высокого и
низкого давления и другое оборудование), при этом оборудование
не должно утратить свои функции от возможных деформаций его
элементов при воздействии динамических нагрузок от разрыва
трубопровода;
• возможность демонтажа и выгрузки активной зоны реактора по-
сле аварии с разрывом трубопровода, для чего конструкции реак-
тора также не должны деформироваться в такой степени, чтобы
помешать этому.
Анализы гидродинамических нагрузок используются затем в рас-
четах формоизменения и прочности с целью определения состояния
оборудования и систем РУ, в том числе систем безопасности, и в ко-
нечном результате — обоснования безопасности РУ в целом.
В область рассматриваемых в этой главе вопросов входят процес-
сы, характеризующиеся весьма высокими значениями амплитуд и
скоростей изменения определяющих параметров теплоносителя и
механических усилий на элементы оборудования. Эти значения мо-
гут достигать десятков мегапаскалей давления и меганьютонов силы,
воздействующих на оборудование в течение коротких интервалов
времени — от секунд до сотых и менее долей секунды. Такие нагрузки
321
Глава четвертая
зачастую носят ударный характер. Ряд из рассматриваемых процес-
сов имеет нестационарную волновую природу с неравномерным рас-
пространением возмущений в пространстве.
Это обусловливает значительные трудности в расчетном модели-
ровании процессов, являющемся основным методом их изучения, и
требует применения мощной вычислительной техники и соответст-
вующих программ. Кроме того, необходимо также проводить экспе-
риментальные исследования с целью подтверждения адекватности
компьютерных программ, т.е. проведения верификации программ.
Исследования связаны с различными проблемами, с одной стороны,
из-за сложного характера процессов, что требует создания и приме-
нения соответственно сложных экспериментальных установок и сис-
тем измерения параметров с весьма высоким разрешением, а с другой
стороны - по причине высокой стоимости и трудозатрат для их со-
здания и проведения исследовательских работ. Эти обстоятельства
принуждают искать методы и способы экспериментального исследо-
вания процессов на маломасштабных установках, что, в свою оче-
редь, порождает свои специфические трудности и в отдельных случа-
ях даже делает невозможными эксперименты, например по условиям
приемлемого моделирования процессов. Таким образом, в целом до-
стоверное определение характеристик рассматриваемых процессов
представляет собой сложную проблему.
Расчетное моделирование динамических воздействий на оборудо-
вание АЭС сопряжено с рядом неопределенностей в математическом
описании физических процессов. Поэтому в расчетные модели необ-
ходимо вводить упрощения на основе соответствующей идеализации
процессов по консервативному принципу, принятому в нормах по
проектированию РУ. Этот принцип заключается в том, что для пре-
одоления неопределенности и достижения однозначности в решении
задачи принимаются такие выражения и величины, которые соответ-
ствуют самым неблагоприятным случаям относительно выбранных
критериев. Например, в силу неопределенности во времени протека-
ния процесса разрыва трубопровода принимается, что это событие
происходит мгновенно, т.е. математически - за нулевой интервал
времени. Подобных неопределенностей в решении данных задач
много, и соответственно для каждой из них принимаются свои кон-
сервативные допущения или условия, однозначно выражаемые в фи-
зико-математических моделях рассматриваемых процессов.
Расчетные анализы рассматриваемых здесь динамических воздей-
ствий строятся на предварительном постулировании и определении
322
Гидродинамические воздействия на оборудование в авариях
мест и характера разрывов трубопроводов на основе логического ана-
лиза возможности таких событий, а также расчетного анализа напря-
женно-деформированного состояния (НДС) трубопроводов. Напри-
мер, это может относиться к местам присоединения трубопроводов к
основному оборудованию (реактору, парогенератору и т.д.), гибам
трубопроводов, местам сопряжения с опорными узлами и т.д. При
определении характера разрывов рассматриваются обычно попереч-
ные разрывы трубопроводов с разведением концов трубопровода на
определенные расстояния вдоль оси и с образованием «веерной»
струи либо так называемые «гильотинные разрывы» с разведением
концов в поперечном направлении. Выбор этих расстояний является
важной и ответственной процедурой, значительно влияющей на ве-
личины определяемых затем динамических воздействий. Осуществ-
ляется он по консервативному методу, о котором упомянуто выше,
либо, если этот метод не удовлетворяет выбранным критериям, на
основе специального анализа НДС трубопровода и его опор.
При разрывах трубопроводов в результате механического силово-
го воздействия могут возникать деформации оборудования и его раз-
рушение, в том числе вызывающие вторичные («наведенные») разру-
шения каких-либо элементов.
В последующих подразделах рассматриваются процессы в РУ,
обусловленные разрывами трубопроводов первого и второго конту-
ров и вызывающие гидродинамические воздействия на оборудование
и конструкции. Характеристики этих воздействий, определяемые с
помощью соответствующих методик и компьютерных программ, ис-
пользуются затем в качестве исходных данных для расчетных анали-
зов НДС рассматриваемых в проектах оборудования и конструкций.
4.2
ВИДЫ СИЛОВЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ
НА ОБОРУДОВАНИЕ ПРИ РАЗРЫВАХ ТРУБОПРОВОДОВ
Типичный набор возникающих гидродинамических воздействий на
оборудование и конструкции при разрывах трубопроводов представ-
лен ниже. При анализе конкретного оборудования рассмотрению под-
лежит либо их полный набор, либо часть из указанных воздействий:
323
Глава четвертая
• динамические воздействия от вскипающего теплоносителя на на-
ружную поверхность корпусов реактора, парогенератора, компен-
сатора давления и другого основного оборудования, а также их
опорные конструкции;
• динамические нагрузки от ударных волн на оборудование, систе-
мы безопасности и другие конструкции;
• повышение общего давления в помещениях АЭС, в которых рас-
полагаются системы, важные для безопасности РУ;
• реактивные нестационарные и стационарные силы, действующие
на корпуса и трубопроводы, в том числе на гибы трубопроводов;
• динамические нагрузки на внутрикорпусные устройства реактора
при разрывах трубопроводов системы первого контура;
• динамические нагрузки на тепловыделяющие сборки активной
зоны реактора при разрывах трубопроводов системы первого кон-
тура;
• динамические нагрузки на ВКУ парогенератора при разрыве па-
ропровода или трубопровода питательной воды;
• динамические нагрузки от струй теплоносителя на оборудование
систем безопасности и другие конструкции (теплоизоляция, стро-
ительные конструкции и др.);
• динамические нагрузки от «летящих предметов» на оборудование
систем безопасности и другое оборудование;
• «хлыстовые» движения и удары концов трубопровода по находя-
щемуся вблизи оборудованию;
• гидравлические удары в первом контуре.
Рассмотрим указанные воздействующие факторы подробнее. На
основе приведенных ниже описаний процессов строятся расчетные
физико-математические модели и компьютерные программы.
Динамические нагрузки на наружную поверхность корпуса обору-
дования (реактора, парогенератора, компенсатора давления и др.)
возникают при вскипании истекающего из разрыва трубопровода
теплоносителя вблизи корпуса. Они являются следствием нестацио-
нарного неравномерного поля давления среды, образующегося во-
круг корпуса. Силы давления имеют колебательный характер, обус-
ловленный упругостью паровоздушной среды. Амплитуда равнодей-
ствующей силы, действующей, например, на корпус реактора ВВЭР
или парогенератора, может достигать более десяти меганьютонов, а
период колебаний составляет от единиц до десятков миллисекунд. В
начальной фазе процесса скорость распространения вскипающего
324
Гидродинамические воздействия на оборудование в авариях
теплоносителя может превышать скорость звука в окружающем воз-
духе, затем при расширении этой зоны повышенного давления ско-
рость ее фронта уменьшается. При этом от зоны сжатия среды отде-
ляется ударная волна (см. ниже), которая распространяется в прост-
ранстве. По истечении некоторого времени, по мере распростране-
ния энергии сжатой среды в окружающее пространство, колебатель-
ный процесс постепенно затухает. Распределенные силы давления на
наружную поверхность корпуса представляют определенную опас-
ность для опор реактора и учитываются в расчетах формоизменения
и прочности. Указанные характеристики процесса соответствуют
представлению его при мгновенном разрыве трубопровода. Такое
предположение часто используется в практических расчетных анали-
зах, что удовлетворяет российским нормативным требованиям (при-
менение принципа консерватизма). При неудовлетворительных ре-
зультатах расчета с точки зрения соответствия критериям безопасно-
сти принимается время раскрытия сечения разрыва трубопровода,
отличное от нуля. Это приводит к более умеренным нагрузкам, но
требует обоснования данной временной характеристики. Характер
изменения усилия на корпус реактора показан на рис. 4.1 и на корпус
парогенератора - на рис. 4.2.
Динамические нагрузки от ударных волн представляют собой им-
пульсные усилия, воздействующие в данном случае на различное
оборудование, системы безопасности и другие конструкции (тепло-
Рис. 4.1. Усилие на наружную поверхность корпуса реактора при разрыве
ГЦТ
325
Глава четвертая
Рис. 4.2. Усилие на корпус парогенератора при разрыве паропровода
изоляция, строительные конструкции и др.). Ударная волна при раз-
рыве трубопровода образуется в некоторый момент времени при рас-
ширении вскипающего теплоносителя в пространстве, когда ско-
рость движения фронта зоны повышенного давления (зона возмуще-
ния) снижается до значения, равного скорости звука в воздухе. При
дальнейшем замедлении фронта зоны возмущения от него отделяет-
ся фронт давления сжатого воздуха, который распространяется даль-
ше со скоростью звука в невозмущенном воздухе и воздействует на
встречающиеся на его пути преграды (оборудование, трубопроводы,
стены помещений - боксов и др.). На пути распространения ударная
волна может повредить оборудование и строительные конструкции и
даже вызвать их значительные разрушения. Например, в случае тако-
го катастрофического (гипотетически) разрыва, как мгновенный раз-
рыв главного циркуляционного трубопровода, интенсивность удар-
ной волны может достигать нескольких сотен килопаскалей, в ре-
зультате чего могут разрушиться стены боксов и усугубиться авария
на АЭС. Расчетная интенсивность ударной волны сильно зависит от
указанного выше временного фактора разрыва трубопровода, от ис-
ходных параметров теплоносителя и от других факторов. Их уточне-
ние для снижения расчетного значения мощности ударной волны,
ввиду неопределенностей, связано со значительными трудностями,
так что приходится использовать принцип консерватизма, а если при
этом воздействие ударной волны на рассматриваемый объект превы-
шает установленные критерии, проектировщиками АЭС принима-
326
Гидродинамические воздействия на оборудование в авариях
Рис. 4.3. Изменение давления в ударной волне
1 — давление на границе раздела сред; 2—давление на гребне ударной волны в воздухе
ются специальные меры. Изменение давления в ударной волне пока-
зано на рис. 4.3.
Повышение общего давления в помещениях АЭС при разрыве
трубопроводов также является предметом рассмотрения в проектах
АЭС с точки зрения его воздействия на системы, важные для безо-
пасности, и строительные конструкции АЭС. Особо ответственной
задачей в этом смысле является обоснование целостности (прочнос-
ти и плотности) защитной оболочки РУ - контейнмента как послед-
него барьера на пути возможного распространения радиоактивных
веществ в случае их выхода из РУ при аварии, связанной с поврежде-
нием тепловыделяющих элементов. В проектах для обоснования бе-
зопасности АЭС в таких ситуациях также специально моделируются
теплогидравлические и другие связанные с ними процессы с помо-
щью соответствующих компьютерных программ. Данный аспект рас-
четного анализа является прерогативой Генерального проектировщи-
ка АЭС и в данной главе не обсуждается.
Следующим силовым фактором, рассматриваемым в проектах РУ,
являются реактивные силы, действующие на корпуса и трубопрово-
ды, в том числе на гибы трубопроводов. Реактивные силы, возника-
ющие при разрыве высокоэнергетического трубопровода РУ, содер-
жащего воду или водяной пар при большом давлении и температуре,
могут достигать весьма высоких значений. В зависимости от диамет-
ра трубопровода, параметров теплоносителя и некоторых других
факторов их величина может быть от сотен килоньютонов до не-
327
Глава четвертая
скольких меганьютонов. В процессах, связанных с разрывами трубо-
проводов, они имеют, как правило, нестационарный характер. При-
менительно к условиям в РУ ВВЭР нестационарную реактивную си-
лу можно представить как сумму двух составляющих: волновой и рас-
ходной, проявляющихся на различных стадиях нестационарного
процесса.
Изменение во времени коэффициента реактивной силы (отноше-
ние реактивной силы к произведению давления в сосуде и площади
канала истечения) показано на рис. 4.4.
Далее рассмотрим динамические нагрузки на внутрикорпусные
устройства (ВКУ) и тепловыделяющие сборки (ТВС) реактора при
разрывах трубопроводов системы первого контура.
При разрыве какого-либо трубопровода системы первого контура:
ГЦТ или соединенного с ним трубопровода, в трубопроводе (или при
разрыве чехла СУЗ под крышкой реактора) возникает волна «разре-
жения» (резкое падение давления), которая распространяется со ско-
ростью звука в среде по всему контуру циркуляции теплоносителя.
Возмущение проникает в реактор и распространяется по его объе-
мам, создавая неравномерное нестационарное поле давлений среды
на ВКУ реактора: на несущей активную зону шахте реактора, на вы-
городке, опорных решетках ТВС, элементах механизмов СУЗ, разде-
К
Рис. 4.4. Изменение во времени коэффициентов реактивной силы
1 - коэффициент полной реактивной силы; 2 - коэффициент расходной реактивной
силы; 3 - коэффициент волновой реактивной силы
328
Гидродинамические воздействия на оборудование в авариях
лителе потока теплоносителя и других элементах, а также на внутрен-
ней поверхности корпуса реактора. Неравномерность поля давлений
создается за счет неодновременного достижения волной возмущения
разных точек пространства по всем направлениям — аксиальному, ра-
диальному и азимутальному. В результате на перечисленные ВКУ
воздействуют значительные нестационарные динамические нагрузки
с периодом колебаний от нескольких единиц до десятков и сотен
миллисекунд. Амплитуда этих нагрузок имеет порядок от десятков до
нескольких тысяч тонн. Особенно большие усилия возникают на
ВКУ и передаются на их опорные узлы при разрыве ГЦТ в местах
присоединения ГЦТ к патрубкам реактора. Так, мгновенные значе-
ния равнодействующей сил давления на цилиндрическую поверх-
ность шахты реактора могут достигать нескольких десятков меганью-
тонов. Эти усилия могут вызывать большие механические напряже-
ния и деформации в элементах конструкций, что учитывается в про-
ектах РУ, например, путем усиления опорных кронштейнов шахты
реактора.
Боковое усилие, действующее на шахту реактора после разрыва
ГЦТ, приведено на рис. 4.5.
При разрыве трубопровода первого контура волна разрежения
проникает в активную зону реактора, создавая неравномерное поле
давлений на твэлах и других элементах. Это обусловлено несиммет-
ричным азимутальным возмущением давления теплоносителя на
входе в реактор или выходе из него в зависимости от расположения
разорвавшегося трубопровода.
Рис. 4.5. Боковое усилие, действующее на шахту реактора при разрыве
ГЦТ
329
Глава четвертая
В результате на твэлы и ТВС воздействуют нестационарные не-
равномерные силы давлений, которые вызывают колебания ТВС и
твэлов, дополнительные напряжения в их конструкциях и могут при-
вести к остаточным, опасным с точки зрения правил безопасности
деформациям последних. В проектах РУ эти явления также рассмат-
риваются в расчетных анализах.
Что касается неуравновешенных сил давления теплоносителя,
действующих на внутреннюю поверхность корпуса реактора, то они
учитываются в расчетных анализах прочности опор реактора в виде
реактивной силы, действующей на реактор, упомянутой выше.
Во внутреннем пространстве корпуса парогенератора при разрыве
паропровода или трубопровода питательной воды также возникают
аналогичные неравномерные нестационарные поля давлений тепло-
носителя, которые создают значительные усилия на ВКУ: теплооб-
менные трубы, дырчатый лист (элемент для равномерного распреде-
ления пара по зеркалу воды второго контура), жалюзи и др. Кроме то-
го, на разорвавшийся внутри корпуса парогенератора трубопровод
действуют реактивные силы, которые также учитываются в анализах
нагрузок прочности конструкций.
Струя теплоносителя, истекающего из разрыва трубопровода под
давлением, также может вызвать опасные последствия для техноло-
гического оборудования или какой-либо системы безопасности в
случае, если они окажутся в зоне воздействия струи. Например, по-
падание струи на трубопровод, подающий охлаждающую воду в реак-
тор в проектной аварии с разрывом трубопровода первого контура,
может разрушить теплоизоляцию трубопровода и заблокировать ох-
лаждение реактора вследствие попадания фрагментов теплоизоля-
ции в приямок на всасе насоса системы аварийного охлаждения ре-
актора. Динамическое воздействие струи в значительной степени за-
висит от параметров теплоносителя в трубопроводе, поперечных раз-
меров струи, ориентации поверхности воздействия (преграды) к на-
правлению струи, структуры этой поверхности и расстояния от места
разрыва до преграды. На некотором предельном расстоянии от места
разрыва, вследствие вскипания теплоносителя и потери его энергии
в пространстве, воздействие струи на преграду становится пренебре-
жимо малым.
На практике рассматривается множество гипотетических ситуа-
ций с воздействием струй на различное оборудование, и в необходи-
мых случаях принимаются меры по защите оборудования от действия
струй.
330
Гидродинамические воздействия на оборудование в авариях
В проектных обоснованиях по воздействию гидродинамических
нагрузок на оборудование и строительные конструкции при разрывах
трубопроводов рассматриваются и сопутствующие им другие нагруз-
ки, такие как механические воздействия так называемых летящих
предметов (ЛП), т.е. узлов и деталей оборудования, которые могут
оторваться под действием сил давления среды от какого-либо обору-
дования (фланцы, крепежные детали, штуцеры и др.) и повредить
другое оборудование, находящееся в зоне действия ЛП. Интенсив-
ность и последствия воздействия от летящего предмета зависят от его
кинетической энергии в момент соударения с преградой, которая, в
свою очередь, зависит от массы и скорости ЛП, конфигурации ЛП и
ориентации к нему поверхности преграды, а также от траектории
движения ЛП. Определение всех этих факторов представляет собой
задачу, которая может решаться в вероятностной постановке. В связи
с неопределенностью некоторых характеристик движения ЛП на
практике обычно применяется инженерный подход в приближенной
постановке с использованием принципа консерватизма.
К воздействиям на оборудование АЭС в рамках рассматриваемых
здесь явлений нужно отнести также динамику так называемых «хлы-
стовых» движений концов трубопровода в случае кольцевого разрыва
последнего с раздвижением его концов и ударное воздействие кон-
цов трубопровода на находящееся вблизи оборудование, если опор-
ные конструкции допускают такие движения. В такой аварии концы
трубопровода в случае возможности перемещения в поперечном на-
правлении могут совершать под действием реактивных сил истекаю-
щего в разрыв теплоносителя, упругих сил трубопровода и реакции
опор сложные, в том числе колебательные, движения. В случае попа-
дания на пути движения трубопровода какого-либо оборудования
могут происходить их многократные соударения. Энергия ударов мо-
жет оказаться достаточной для повреждения или даже разрушения
оборудования. Поэтому рассмотрение данных явлений в проектах
АЭС и организация мер по защите от них являются важной и часто
встречающейся задачей.
Кроме перечисленных явлений в рамках темы данной главы, в
некоторых случаях возникает необходимость рассмотрения гидрав-
лических ударов, связанных с резким торможением потока тепло-
носителя либо с конденсацией пара при контакте с относительно
охлажденной водой. При воздействии гидроударов динамические
нагрузки на оборудование могут быть весьма большими. Значения
давлений среды в зоне гидроудара могут достигать десятков мегапа-
331
Глава четвертая
скалей, что может привести к разрушению некоторых элементов
оборудования.
Гидроудары, связанные с торможением потока теплоносителя,
проявляются в случаях, когда на пути текущего теплоносителя возни-
кает жесткая преграда, например, очень быстро закрывается клапан.
Условиями возникновения гидроударов являются большие скорость
и плотность текущей среды (воды), а также быстрое перекрытие сече-
ния тракта среды, время которого меньше или соизмеримо со време-
нем прохождения волны возмущения, движущейся со скоростью зву-
ка в среде, от преграды и обратно от конца тракта (трубопровода или
другого канала). Гидроудары данного вида рассчитываются по соот-
ветствующим уравнениям Н.Е. Жуковского.
Другой разновидностью гидроударов являются ударные процес-
сы, вызываемые быстрой конденсацией паровой фазы при соприкос-
новении с более холодной водой и заполнением водой образующей-
ся области низкого давления среды. В результате возникает гидро-
удар. Такой вид гидроудара называется конденсационным. Конден-
сационный гидроудар может возникнуть, например, в парогенерато-
ре в случае неправильной организации раздачи питательной воды в
водяном объеме при наличии в нем паровой фазы. Похожее явление
может иметь место в некотором объеме первого контура РУ при ава-
рии с потерей теплоносителя, когда в нем может образовываться па-
ровая фаза и конденсироваться от контакта с более холодной водой
из системы охлаждения реактора. Конденсационные гидроудары и
условия их возникновения изучены недостаточно.
332
Заключение
В книге представлены все расчетно-теоретические материалы, необ-
ходимые для разработки доклада по безопасности АЭС с реакторами
типа ВВЭР. По этому же типу может быть разработан доклад по безо-
пасности и для любого другого вида РУ АЭС.
Представленные методики, состав работ, методы - это накоплен-
ный опыт ОКБ «Гидропресс» за период с 60-х годов прошлого века по
настоящее время, это ценнейшее достояние конструкторов реактор-
ных установок России.
Первый доклад по безопасности в представленном объеме был
разработан в 70-х годах XX в. для АЭС в Финляндии «Ловииза-1».
После этого все АЭС в России (СССР) и за рубежом (Болгария, Вен-
грия, Германия, Словакия, Чехия и др.) снабжались подобным иссле-
дованием безопасности. Таким образом, представленный материал
книги по обоснованию безопасности РУ и АЭС имеет не только рос-
сийскую, но и международную апробацию, соответствует требовани-
ям МАГАТЭ.
Книга может с уверенностью применяться конструкторами при
разработке докладов по безопасности новых РУ и АЭС. При этом не-
обходимо иметь в виду, что при проведении работ по новым проектам
необходим анализ обеспечения их безопасности и, в силу специфики
проектов, возможны дополнения или отклонения от содержания
данной книги. Невозможно раз и навсегда написать один доклад по
безопасности для всех мыслимых реакторных установок.
Настоящий труд по разработке доклада по безопасности РУ и АЭС
содержит в основном поверочные работы, входящие в проект РУ и
АЭС. При разработке проекта РУ спектр расчетно-теоретических ра-
бот шире за счет работы по выбору конструкции, ее оптимизации, по
экономике, автоматизации и т.д.
Авторы желают успехов в работе всем прочитавшим эту книгу и
будут удовлетворены, если она принесет им пользу.
333
Список литературы
1. Денисов В.П., Драгунов Ю.Г. Реакторные установки ВВЭР для
атомных электростанций. М.: ИздАТ, 2002.
2. Правила ядерной безопасности реакторных установок атомных
станций, ПБЯ РУ АЭС. ПНАЭ Г-1-024-90. М., 1990.
3. Астахов В.И., Безруков Ю.А. и др. Исследования влияния про-
филя тепловыделения по длине на кризис теплообмена в пучках
стержней: Сборник докладов. Семинар ТФ-78. Будапешт, 1978.
4. Общие положения обеспечения безопасности атомных стан-
ций. ПНАЭ Г-1-011-89. М., 1997.
5. Требования к содержанию отчета по обоснованию безопаснос-
ти АС с реакторами типа ВВЭР. ПНАЭ Г-01-036-95.
6. Правила устройства и эксплуатации локализующих систем бе-
зопасности атомных станций. ПНАЭ Г-10-021-90.
7. Размещение атомных станций. Основные критерии и требова-
ния по безопасности. ПНАЭ Г-03-33-93.
8. RELAP5/MOD3 Code Manual. The RELAP5 Code Development
Team. Idaho National Engineering Laboratory, June 1995. NUREG/
CR-5535.
9. ATHLET Mod 1.2 Cycle A. User’s Manual. G. Lerchl, H. Austregesilo.
March 1998, GRS-P-1 / Vbl. 1, Rev. 1.
10. MELCOR Computer Code Manuals. Version 1.8.4. \fol. 1—2.
NUREG/CR-6119, SAND97-2398, Sandia National Laboratories, July
1997.
334
Оглавление
ПРЕДИСЛОВИЕ........................................... 3
ПЕРЕЧЕНЬ ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ.......................... 5
Глава 1
МЕТОДИЧЕСКОЕ И ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ
ОБОСНОВАНИЙ ПРОЕКТОВ РЕАКТОРНЫХ УСТАНОВОК ВВЭР 8
Глава 2
СТАЦИОНАРНЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ РУ........................ 22
2.1. Проектные основы для выбора основных параметров
и теплогидравлических характеристик РУ ВВЭР ... 23
2.1.1. Общие положения......................... 23
2.1.2. Критерии теплотехнической надежности
охлаждения твэлов............................. 25
2.1.3. Проектные пределы по расходу и температуре
теплоносителя ................................ 26
2.2. Расчетное и экспериментальное обоснование
теплогидравлических характеристик в режимах
нормальной эксплуатации ........................... 27
2.2.1. Основные положения расчетно-эксперименталь-
ного обоснования теплогидравлических
характеристик ................................ 27
2.2.2. Эксплуатационные режимы................. 28
2.2.3. Основные параметры РУ, реактора и активной
зоны в эксплуатационных режимах............ 28
2.2.4. Распределение расхода и температуры
теплоносителя в реакторе и активной зоне ... 33
2.2.5. Локальные теплогидравлические параметры
и запасы до кризиса теплоотдачи в пучке твэлов 35
2.2.6. Гидравлические нагрузки на кассеты и ВКУ . 38
335
Оглавление
2.3. Статическая характеристика управления РУ.... 39
2.3.1. Контроль и управление параметрами РУ .... 39
2.3.2. T-Q диаграмма........................... 40
2.4. Теплогидравлические и гидромеханические условия
работы органов регулирования СУЗ ВВЭР............ 42
2.4.1. Описание теплогидравлических условий работы
и характеристик перемещения ОР СУЗ
в режимах регулирования и срабатывания
аварийной защиты............................... 42
2.4.2. Расчетное и экспериментальное обоснование
механических и динамических характеристик
ОР СУЗ ВВЭР-1000 .............................. 43
2.5. Развитие методического и программного обеспечения
для расчетного обоснования проектов в части
теплогидравлики РУ в стационарных режимах .... 48
2.5.1. Общие положения......................... 48
2.5.2. Основные характеристики программы СТАР-1 49
2.5.3. Основные характеристики программы
ПУЧОК-1000 ............................... 51
2.5.4. Основные характеристики программы КЛАСТ 53
2.5.5. Направления модернизации и усовершенство-
вания программ для расчетов теплогидравли-
ческих характеристик РУ в стационарных
режимах ....................................... 55
2.6. Особенности проведения ПНР и результаты основных
пусковых испытаний.................................. 56
2.6.1. Ввод в эксплуатацию РУ ВВЭР-440 (В-179)
(3-й и 4-й блоки Нововоронежской АЭС) ... 56
2.6.2. Ввод в эксплуатацию РУ ВВЭР-440 (В-230)
головной АЭС (1-й и 2-й блоки Кольской АЭС)
и серии АЭС в зарубежных странах....... 59
2.6.3. Ввод в эксплуатацию РУ ВВЭР-440 (В-213)
головной АЭС (1-й и 2-й блоки АЭС «Ловииза»)
и серии АЭС внутри страны и за рубежом ... 62
2.6.4. Ввод в эксплуатацию РУ ВВЭР-440 (В-270)
(1 -й и 2-й блоки Армянской АЭС) .............. 80
336
Оглавление
2.6.5. Ввод в эксплуатацию РУ ВВЭР-1000 (В-187)
головной АЭС (5-й блок Нововоронежской АЭС) 82
2.6.6. Ввод в эксплуатацию РУ ВВЭР-1000
(В-302 и В-338) «малой» серии АЭС...... 92
2.6.7. Ввод в эксплуатацию РУ ВВЭР-1000 (В-320)
«большой» серии АЭС........................... 106
2.7. Краткие сведения об эксплуатации кассет реакторов
типа ВВЭР-440..................................... 118
2.7.1. Опыт эксплуатации активной зоны реакторов 118
2.7.2. Опыт эксплуатации активной зоны реакторов
В-213.................................... 120
2.7.3. Усовершенствование конструкции кассет с целью
повышения экономической эффективности,
повышения надежности и безопасной
эксплуатации кассет........................... 121
Глава 3
ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ НЕСТАЦИОНАРНЫХ
РЕЖИМОВ РАБОТЫ РУ ВВЭР.............................. 122
3.1. Общие положения.............................. 122
3.2. Категории нестационарных режимов для обоснования
безопасности ..................................... 127
3.3. Аварии с уменьшением расхода теплоносителя через
реактор .......................................... 132
3.3.1. Исходные события, приводящие
к возникновению аварии .................. 132
3.3.2. Потенциально опасные физические воздействия
режима на РУ.................................. 133
3.3.3. Системы и оборудование для ограничения
последствий аварии............................ 133
3.3.4. Приемочные критерии.................... 134
3.3.5. Методология анализа (общий подход, учет
принципа единичного отказа, учет систем
нормальной эксплуатации, консерватизм
начальных и граничных условий) ............... 136
3.3.6. Примеры анализа для конкретных РУ ..... 137
337
Оглавление
3.4. Аварии с увеличением отвода тепла вторым контуром 147
3.4.1. Исходные события, приводящие
к возникновению аварии .................. 147
3.4.2. Потенциально опасные физические воздействия
режима на РУ................................. 148
3.4.3. Системы и оборудование для ограничения
последствий аварии........................... 148
3.4.4. Приемочные критерии................... 150
3.4.5. Методология анализа .................. 150
3.4.6. Примеры анализа для конкретных РУ .... 151
3.5. Аварии с уменьшением отвода тепла вторым контуром 159
3.5.1. Исходные события, приводящие
к возникновению аварии .................. 159
3.5.2. Потенциально опасные физические воздействия
режима на РУ................................. 159
3.5.3. Системы и оборудование для ограничения
последствий аварии........................... 160
3.5.4. Приемочные критерии................... 162
3.5.5. Методология анализа .................. 163
3.5.6. Пример анализа д ля конкретных РУ... 165
3.6. Аварии с потерей теплоносителя............... 181
3.6.1. Исходные события, приводящие
к возникновению аварии ...................... 181
3.6.2. Потенциально опасные физические
воздействия режима на РУ................. 182
3.6.3. Системы и оборудование для ограничения
последствий аварии........................... 182
3.6.4. Приемочные критерии................... 184
3.6.5. Методология анализа .................. 185
3.6.6. Пример анализа для конкретных РУ.... 186
3.7. Реактивностные и другие аварии, сопровождающиеся
искажением поля энерговыделения в активной зоне 196
3.7.1. Исходные события, приводящие
к возникновению аварии .................. 196
3.7.2. Потенциально опасные физические воздействия
режимов на РУ................................ 197
338
Оглавление
3.7.3. Системы и оборудование для ограничения
последствий аварии........................... 199
3.7.4. Приемочные критерии................... 201
3.7.5. Методология анализа .................. 201
3.7.6. Примеры анализа для конкретных РУ .... 203
3.8. Нестационарные режимы для обоснования
целостности корпуса реактора...................... 220
3.8.1. Режимы и явления, приводящие к тепловому
удару на корпус реактора .................... 220
3.8.2. Специфика начальных и граничных условий
для анализа.................................. 221
3.8.3. Некоторые проблемы локальной
теплогидравлики.............................. 222
3.8.4. Типичный спектр режимов для оценки
целостности корпусов ВВЭР-440
и ВВЭР-1000 ................................. 224
3.8.5. Примеры анализа для конкретных РУ .... 225
3.9. Нестационарные режимы для обоснования
циклической прочности оборудования................ 233
3.9.1. Режимы и явления, приводящие к силовому
и температурному нагружению оборудования 233
3.9.2. Специфика начальных и граничных условий
для анализа.................................. 235
3.9.3. Некоторые локальные эффекты .......... 236
3.9.4. Типичный спектр нестационарных режимов 239
3.9.5. Примеры анализа для конкретных РУ .... 249
3.10. Запроектиые аварии ......................... 261
3.10.1. Исходные события, приводящие
к запроекгной аварии......................... 261
3.10.2. Потенциально опасные физические
воздействия режима на реакторную установку 263
3.10.3. Системы и оборудование для ограничения
последствий аварии........................... 268
3.10.4. Приемочные критерии ................. 271
3.10.5. Методология анализа ................. 274
3.10.6. Примеры анализа для конкретных РУ ... 274
339
Оглавление
3.11. Развитие методического и программного обеспечения
для анализа нестационарных режимов............... 291
3.11.1. Описание программного комплекса ТРАП . 291
3.11.2. Описание программы ДИНАМИКА........... 295
3.11.3. Описание программы ТЕЧЬ-М........ 298
3.11.4. Описание программы КАНАЛ......... 301
3.11.5. Верификация программ комплекса........ 303
3.11.6. Развитие программного комплекса ТРАП .. 306
3.12. Обеспечение консерватизма при анализе аварий .. 306
3.13. Выводы по главе 3............................ 317
Глава 4
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОБОРУДОВАНИЕ
В АВАРИЯХ С РАЗРЫВАМИ ТРУБОПРОВОДОВ.................. 320
4.1. Общая постановка задач по расчетам
гидродинамических воздействий............... 320
4.2. Виды силовых воздействий на оборудование
при разрывах трубопроводов ................. 323
ЗАКЛЮЧЕНИЕ........................................... 333
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.................................... 334
340
Научное издание
РАСЧЕТНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИХ
ХАРАКТЕРИСТИК РЕАКТОРА И РУ ВВЭР
Зав. редакцией и редактор А.А. Фролова
Корректор В.Т. Агеева
Художник Л. С. Скороход
Дизайнер А.А. Зернов
Компьютерный дизайн и верстка ОД. Эшлиман
ИД №04284 от 15.03.2001
Подписано в печать 25.03.2004. Формат 60х90*/16. Гарнитура NewtonC
Печать офсетная. Печ. л. 21.5. Тираж 1000 экз. Тип. зак. юге
Издательско-книготорговый центр «Академкнига»
117997, Москва, Профсоюзная ул., 90
Отпечатано в ООО «Внешторгиздат-полиграф»
127576, Москва, ул. Илимская, 7
СКАН И ОБРАБОТКУ ВЫПОЛНИЛ OLEG-1955