Зорин В.М. Атомные электростанции

Глава 25

СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ АЭС С ВВЭР

Аварийные ситуации на АЭС могут привести к значительному экономическому ущербу из-за недовыработки электроэнергии. Могут иметь место и тяжелые последствия для оборудования. Но дело не только в этом.

Специфика проблем безопасности АЭС, как и других ядерных энергетических установок, определяется в основном двумя обстоятельствами [38].

Во-первых, ядерная установка является техническим комплексом с высоким технологическим уровнем. Это означает, что организация технологического процесса — управляемой реакции деления ядер топлива с высоким энерговыделением, отвода от тепловыделяющих элементов теплоты с высокой удельной плотностью и т.п. — предполагает использование последних достижений науки и техники при строгом соблюдении предписанного регламента. В этих условиях необходим системный анализ условий нормальной работы для выявления возможных причин аварий и разработки средств их предотвращения. Например, для предотвращения разгерметизации оборудования, разрушения сварных швов, металла трубопроводов, корпусов необходимо изучение разрушающих процессов, создание систем, предсказывающих динамику таких процессов — систем диагностики.

Во-вторых, с ЯЭУ связана потенциальная опасность нанесения ущерба здоровью эксплуатирующего персонала, населению, окружающей среде. Именно предотвращению и ограничению выхода радиоактивных веществ должно быть уделено особое внимание при создании АЭС и других ядерных установок. Когда говорят о безопасности АЭС, в первую очередь имеют в виду радиационную безопасность. И здесь нужен всесторонний анализ возможных аварийных ситуаций, чтобы в случае возникновения аварии иметь средства для ограничения ее последствий, для предотвращения других аварий.

Если при создании первых АЭС бесспорный приоритет отдавался экономичности, то в настоящее время на первое место выходит безопасность.

Международная шкала инцидентов (происшествий) на АЭС, введенная МАГАТЭ с 1990 г., включает в себя семь уровней (см. гл. 3). Из них первые три — происшествия, от незначительного до серьез-

511

ного, результатом которых может быть снижение мощности и даже останов АЭС (нарушается надежность электроснабжения потребителей). Последние четыре — аварии, от аварии в пределах АЭС до глобальной аварии. Таким образом, авария на АЭС — нарушение эксплуатации, при котором мог произойти или произошел выход радиоактивных веществ и ионизирующего излучения за предусмотренные проектом для нормальной эксплуатации границы в количествах, превышающих установленные пределы безопасной эксплуатации. Авария характеризуется исходным событием, путями протекания и последствиями [33].

В настоящее время атомные станции уже на стадии проектирования включают в себя ряд систем, предназначенных для обеспечения их безопасности. В случае аварии они выполняют следующие основные функции: останов реактора, поддержание его в подкритическом состоянии, отвод остаточных тепловыделений, ограничение распространения радиоактивных веществ и др.

Как уже отмечалось, радиационная безопасность АЭС достигается с помощью конструктивных, технологических и организационных мероприятий.

Конструктивные мероприятия — инженерные решения, реализуемые в виде барьеров на пути возможного распространения радиоактивных веществ — ядер топлива и продуктов деления. Различают пять барьеров. Первый барьер создается видом применяемого ядерного топлива, в зависимости от которого меняется выход радиоактивных продуктов. Наименьший выход имеет так называемое матричное топливо. Второй барьер — оболочки твэлов. Третий — границы первого контура, которые для двухконтурной АЭС оказываются «размытыми» из-за подключения к первому контуру вспомогательных систем нормальной эксплуатации и систем безопасности. В случае одноконтурной АЭС этот барьер оказывается в определенной мере условным. Четвертый барьер — локализующий, призванный не допустить распространения радиоактивных веществ в обслуживаемые помещения электростанции и в окружающую среду. Он создается в виде защитной герметичной оболочки, прочноплотных боксов или герметичных помещений, ограждения которых рассчитываются на повышенное избыточное давление. Пятый барьер предназначен для защиты населения и окружающей среды расстоянием: вокруг АЭС организуются санитарно-защитная зона и зона наблюдения.

Технологические и организационные мероприятия разрабатываются и реализуются в рамках создания глубокоэшелонированной защиты. Всего предусматривается пять уровней защиты. В дополнение к рис. V.1 в табл. 25.1 приведены задачи каждого уровня.

512

Видно, что основная роль по поддержанию процессов в технологическом оборудовании РУ в аварийных ситуациях на приемлемом уровне, не допускающем их развития с более тяжелыми последствиями, принадлежит системам управления и вспомогательным технологическим системам, не функционирующим в условиях нормальной эксплуатации, — системам безопасности.

Все системы безопасности подразделяются на четыре вида.

1.Защитные системы предотвращают или ограничивают выход радиоактивных веществ за предусмотренные границы, защищают первые три барьера.

2.Локализующие системы предотвращают или ограничивают распространение выделяющихся при аварии радиоактивных веществ внутри АЭС и за ее пределами.

Защитные и локализующие технологические системы безопасности будут рассматриваться далее.

3. Обеспечивающие системы снабжают системы безопасности рабочей средой, энергией, создают условия для их функционирования. К ним относятся: система воды промконтура и система технического водоснабжения ответственных потребителей, рассмотренные в предыдущей главе; система аварийного электроснабжения, включая дизель-генераторы; системы вентиляции гермозоны, помещений с

513

оборудованием систем безопасности, блочного и резервного щитов управления (БЩУ, РЩУ); система сжатого воздуха, система азота как источник энергии, обеспечивающей требуемое давление в защитных системах, и некоторые другие.

4. Управляющие системы осуществляют приведение в действие систем безопасности, контроль и управление их функционированием. Это часть систем контроля и управления или АСУ ТП электростанции. В первые моменты после аварии контроль за протеканием аварийных процессов и управление ими полностью возлагаются на автоматику. Только спустя определенное время (как правило, около 30 мин) оператор может подавать управляющие сигналы в соответствии с параметрами протекающей аварии и заранее разработанными процедурами. К управляющим системам относятся: аварийная защита реактора; система выдачи сигналов для запуска в работу технологических систем безопасности; управляющая система по технологическим параметрам; система аварийного радиационного контроля РУ; система аварийного контроля реактора для запроектных аварий.

В нормальных условиях эксплуатации системы безопасности не работают, находятся в состоянии ожидания. При возникновении аварии требуются гарантированное их включение и выполнение возложенных на них функций. Однако система безопасности, как и любая техническая система, 100 %-ной надежностью обладать не может, и в момент аварии может произойти отказ какого-либо ее элемента. Чтобы избежать этого, требуются обоснованное резервирование и проверка работоспособности элементов системы во время нормальной эксплуатации энергоблока. Удовлетворение этих требований производится на основе принципа единичного отказа. В соответствии с этим принципом постулируется отказ одного какого-либо элемента (единичный отказ!) системы, которая должна срабатывать при данном исходном событии аварии. При этом рассматривается единичный отказ, независимый от исходного события. Отмеченное приводит к двукратному резервированию: каждая система безопасности устанавливается на АЭС трижды, т.е. по принятой терминологии выполняется в виде трех не связанных между собой и полностью независимых каналов. При возникновении аварийной ситуации один канал может находиться в состоянии профилактической проверки работоспособности или в ремонте, второй — в состоянии неработоспособности из-за отказа какого-либо элемента, а третий обязательно включится в выполнение своих функций. Как показали расчеты, вероятность отказов в двух каналах чрезвычайно мала и не учитывается. Используются и другие способы повышения надежности систем безопасности [38].

514

25.1. Защитные системы

Предотвращение выбросов, защита барьеров на пути возможного выхода радиоактивности — основные задачи защитных систем безопасности. Важное значение здесь имеет состояние оболочек твэлов.

При нормальной работе блока с ВВЭР теплота, выделенная в реакторе, отводится через парогенераторы к ПТУ. После останова реактора в течение 1—2 мин еще происходит деление ядерного горючего за счет запаздывающих нейтронов с соответствующим производством теплоты. Далее энерговыделение определяется в основном поглощением β-частиц и γ-квантов, образующихся при превращении (распаде) ядер продуктов деления. Выделяется также теплота, аккумулированная материалами реактора.

Остаточное тепловыделение, обусловленное β- и γ-распадом, описывается формулой Вея—Вигнера [39]:

нова, с; τ — время после останова, с.

п

Точность расчета по формуле (25.1) по сравнению с данными

заметен вклад делений на запаздывающих нейтронах, и после

нескольких суток, когда усиливается влияние τ , погрешность расче-

0

тов по формуле еще больше [39].

В табл. 25.2 приведены результаты расчета по формуле (25.1) при

принятом времени работы реактора на мощности Q с момента пуска

0

до останова (τ ), равном 330 сут (28 512 000 с), в сравнении с данными

0

измерений для реакторов типа ВВЭР. По приведенным значениям остаточных тепловыделений можно сделать следующие выводы:

• расчет по формуле (25.1) дает заниженные результаты. Особенно это проявляется в первые минуты после останова, когда еще значительно тепловыделение в топливе за счет запаздывающих ней-

515

тронов. Существенна роль и аккумулированной теплоты, в первую очередь, в топливе, температура которого в центре твэлов достигает 1600 °С при работе реактора на номинальной мощности;

• несмотря на быстрое уменьшение тепловыделения в первые

секунды (от 100 % Q ), оно и спустя длительное время остается зна-

0

чительным (до 30 МВт через сутки после останова ВВЭР-1000). Очевидна необходимость интенсивного охлаждения активной зоны.

В нормальных условиях эксплуатации оболочки твэлов, изготовленные из циркониевого сплава, имеют температуру, равную примерно 340 °С. Температура 350 °С является своеобразной критической точкой, после которой прочностные свойства сплава снижаются, а пластические увеличиваются. Наиболее значительно свойства сплава изменяются при 400—500 °С, в оболочке могут появляться дефекты. При приближении к 1000 °С цирконий взаимодействует с

водяным паром с выделением водорода и теплоты:

При 1200 °С реакция идет с большой интенсивностью. Теплота реакции может разогреть оболочку до температуры плавления.

Для предотвращения аварий с повреждениями оболочек твэлов в составе РУ должны быть специальные средства.

Система аварийного охлаждения активной зоны

(активная часть)

Система аварийного охлаждения состоит из двух частей: активной — системы аварийно-планового расхолаживания; пассивной — системы гидроемкостей.

Система аварийно-планового расхолаживания является системой низкого давления: она начинает работу при давлении в первом контуре ниже 2,1 МПа. Нередко ее называют системой аварийного охлаждения зоны низкого давления (САОЗ НД).

Активная часть САОЗ предназначена:

• для аварийного расхолаживания активной зоны и длительного отвода остаточных тепловыделений при авариях с разуплотнением первого контура;

•для расхолаживания во время планового останова РУ, а также для отвода остаточных тепловыделений при проведении перегрузки тепловыделяющих сборок с топливом;

•для отвода остаточных тепловыделений при проведении ремонтных работ на оборудовании РУ со снижением уровня воды в реакторе до оси патрубков «холодных» ниток петель без выгрузки активной зоны.

Являясь системой безопасности, активная часть САОЗ выполнена

ввиде трех независимых один от другого и пространственно разде-

516

←

Рис. 25.1. Система аварийного охлаждения активной зоны (активная часть САОЗ показана для канала 1):

1 — реактор; 2 — парогенератор (в контуре условного изображения указаны номера парогенераторов и соответствующих петель); 3 — защитная сетка водоприемного люка; 4 — бак-гидроаккумулятор (с тремя независимыми отсеками); 5 — теплообменник аварийно-планового расхолаживания; 6 — насос аварийно-планового расхолаживания; 7 и 8 — линии «малой» и «большой» рециркуляции; 9 — гидроемкость пассивной части САОЗ; 10 — подвод и отвод азота; 11 — контроль плотности разъема; 12 — импульсно-предохранительное устройство; 13 — заполнение от насосов подпитки первого контура; I—I — точки подключения канала 1 активной части системы при плановом расхолаживании реактора; II—II — точки подключения при ремонтном расхолаживании

ленных каналов. При этом каждый канал выполняет в полном объеме функции, предписанные системе. Таким образом, при включении одного канала в работу второй его резервирует на случай выхода из строя какого-либо элемента (в соответствии с принципом единичного отказа), а третий может находиться в ремонте.

Основное оборудование системы следующее (рис. 25.1):

• бак аварийного запаса раствора борной кислоты [бак-гидроаккуму- лятор (ГА) САОЗ] — железобетонное сооружение, облицованное нержавеющей сталью. Оно расположено под горизонтальным перекрытием гермозоны и является ее частью, связано с основным объемом гермозоны тремя сливными устройствами с приемными люками несколько выше пола гермозоны. Бак-аккумулятор разделен на три части (по числу каналов), а каждая часть — на «грязный» и «чистый» отсеки. При авариях с разрывом первого контура вода из гермозоны через приемные люки, закрытые защитной сеткой, сливается в «грязные» отсеки, фильтруется на шестирядных сетках из нержавеющей проволоки, разделяющих отсеки, и попадает в «чистый» отсек, а из

3

него — на всас насосов. Общий объем бака (680 м ) выбран исходя из того, что заметная часть воды при аварии может не вернуться в бак, попав в некоторые помещения под оболочкой (проектные потери), при этом оставшийся уровень будет достаточным для работы насосов. Перед пуском энергоблока бак-аккумулятор должен быть заполнен

3

раствором борной кислоты с концентрацией 16 г/дм ;

• теплообменник аварийно-планового расхолаживания, предназначенный для передачи теплоты от первого контура технической воде системы водоснабжения ответственных потребителей и далее окружающей среде в брызгальных бассейнах. Бак-аккумулятор и теплообменник оказываются общими при необходимости одновременной работы трех насосов систем безопасности: рассматриваемой части САОЗ, аварийного ввода бора и спринклерной (см. далее). Поэтому расчетный расход раствора борной кислоты через теплообменник равен 1750 т/ч

518

2

(486 кг/с), а площадь его теплообменной поверхности — 935 м . Теплообменник — горизонтальный, прямотрубный, с жестко закрепленной трубной доской с входом и выходом охлаждаемой воды и с плавающей трубной доской с поворотной камерой;

• насос аварийно-планового расхолаживания — центробежный,

3

одноступенчатый — типа ЦНР-800-230 (подача 800 м /ч, давление 2,26 МПа).

При нормальной работе энергоблока система находится «в дежурстве». Это означает, что насосы аварийного расхолаживания через теплообменник и открытую задвижку подключены к бакуаккумулятору и готовы к включению по специальным сигналам. В этом режиме линия отбора воды из первого контура отсечена: закрыты соответствующие задвижки, схемы их включения разобраны. Только при этих условиях (и при проверенной работоспособности всех трех каналов) разрешен выход реактора на минимально контролируемый уровень мощности. Это связано, еще раз напомним, с тем, что активная часть САОЗ рассчитана на давление, которое существенно ниже номинального в первом контуре.

Во время «дежурства» оборудование системы периодически проверяется на работоспособность, и при необходимости один канал может выводиться в ремонт на срок не более 3 сут.

Плановое расхолаживание первого контура проводится в два этапа. На первом этапе после отключения реактора теплота от активной зоны отводится через парогенераторы со сбросом пара в конденсаторы турбины. Второй этап начинается при достижении следующих параметров первого контура: 1,8 МПа и 150 °С. Открывается задвижка, ближайшая к точке отбора воды из горячей нитки 4-й петли, и закрываются задвижки, связывающие систему с баком-акку- мулятором. Процесс подключения системы ограничен диапазоном давления в первом контуре 1,5—1,8 МПа. Это связано с тем, что работа ГЦН при давлении, меньшем 1,5 МПа, не разрешается, а при давлении, большем 1,8 МПа, по блокировке открываются задвижки, подводящие раствор борной кислоты из бака-аккумулятора. Еще одно ограничение заключается в том, что включение системы на номинальный расход разрешается при разности температур воды после насоса расхолаживания и первого контура менее 60 °С. Прогрев трубопроводов и особенно теплообменника должен проводиться с определенной скоростью, чтобы обеспечить проектный ресурс их работы. Прогрев осуществляется включением насоса на циркуляцию раствора сначала по «малому» байпасу (с дроссельной шайбой без арматуры) с малым расходом, затем по «большому» байпасу (с дроссельной шайбой и запорной арматурой) — см. рис. 25.1.

После окончания разогрева «рабочий» канал подключается к холодной нитке 1-й петли (для канала 1) или к линии слива воды из

519

гидроемкостей в нижнюю камеру смешения реактора (для каналов 2

и3). Циркуляция теплоносителя осуществляется по схеме: вода забирается из горячей нитки петли (от верхней камеры смешения реактора), проходит трубопроводы, теплообменник расхолаживания,

инасосом подается в нижнюю камеру смешения. При этом давление в первом контуре обеспечивает бескавитационную работу насоса. Таким образом, охлаждение активной зоны производится при движении теплоносителя снизу вверх, как и в нормальном режиме работы реактора на мощности.

Подключение контура САОЗ в режиме расхолаживания по схеме обратного тока (забор воды из холодной нитки, подача в горячую) оказывается неприемлемым по следующим причинам.

Расход воды при расхолаживании существенно меньше, чем при работе реактора на мощности. В условиях, когда остаточные тепловыделения еще значительны (в первые 2—3 сут после останова), в центральных кассетах сохраняется подъемное движение теплоносителя. Теплота, выделяемая в наиболее энергонапряженных кассетах, при этом не выносится из корпуса реактора, а повышает температуру в объеме под крышкой. Создаются условия, ограничивающие скорость снижения давления, и время расхолаживания существенно увеличивается. В кассетах, расположенных в зоне перехода от подъемного движения к опускному, режим охлаждения оказывается неустойчивым, что может привести к превышению допустимого значения температуры оболочки твэлов, т.е. сказаться на их работоспособности.

По схеме обратного тока система аварийно-планового расхолаживания подключается при проведении ремонтных работ (выемной части ГЦН, коллекторов парогенераторов, термоэлектронагревателей компенсатора давления и т.п.), когда требуется дренирование горячих ниток первого контура. Следует иметь в виду, что ремонтные работы и техническое обслуживание реакторной установки проводятся при температуре первого контура ниже 70 °С и при сниженных остаточных тепловыделениях в активной зоне.

Работа хотя бы одного канала САОЗ обязательна при авариях, связанных с обесточиванием электростанции, течами в первом контуре, разрывом главного паропровода.

При обесточивании возникает опасность вскипания воды в активной зоне. В таком режиме электродвигатели насосов аварийного расхолаживания, электроприводы арматуры, открывающей подачу воды от насоса в первый контур, обеспечиваются энергией от источников надежного электропитания — от дизель-генераторов, к которым они подключаются в процессе набора генераторами нагрузки. При авариях с разрывом первого контура, особенно трубопроводов большого диаметра, возможны быстрое падение давления, вскипание

520