Белозеров В.И., Жук М.М., Гераскин Н.И. Аварийные и переходные режимы на АЭС с реактором ВВЭР-1000

R, 10–2 отн. ед.

t, 102 с

Рис. 3.2.15. Реактивность ОР СУЗ и суммарная реактивность активной зоны (вариант 1). Заклинивание вала ГЦН с наложением обесточивания АЭС

Максимальная температура оболочек твэлов достигается на 3,0 с

аварии и составляет 680 С. Таким образом, окисления оболочек твэлов практически не происходит, т.к. заметное влияние пароциркониевой реакции имеет место при превышении температуры обо-

лочки 700 С. Максимальная температура топлива не превышает 1840 С. Максимальная радиально-усредненная температура топлива не превышает 1300 С, максимальная радиально-усредненная энтальпия топлива не превышает 450 Дж/г.

С целью определения количества повреждённых твэлов из-за возникновения кризиса теплообмена определено исходное значение радиального коэффициента неравномерности, при котором кризис в рассматриваемом режиме отсутствует. Кризис теплообмена не наступает для твэл, имеющих нагрузку 0,90 от максимальной. В соответствии с картограммами распределения энерговыделений по кассетам активной зоны, количество твэлов, испытывающих кризис теплообмена в этом случае не превышает 1200.

Как показывают результаты расчета заклинивания или разрыва вала одного ГЦН на уровне мощности 54 % от номинальной, мак-

90

симальная температура оболочки в этом режиме меньше, чем при заклинивании ГЦН на номинальном уровне мощности.

Кризис теплообмена в этом случае также имеет место, однако

максимальная температураоболочки не превышает 550 С. Кризис теплообмена испытывают твэлы с нагрузкой более 0,93 от максимальной. Количество твэлов, испытывающих кризис не превышает

300.

Результаты проведенного анализа с точки зрения имеющихся последствий по отношению к приемочным критериям приведены в табл. 3.1.3.

Из рассмотрения полученных результатов следует, что давление первого и второго контура не превышает 115 % от расчетных значений, составляя соответственно 0,87 и 1,02 от расчетных давлений первого и второго контуров.

Таблица 3.1.3

Максимальные значения теплогидравлических параметров в режиме с заклиниванием или разрывом вала одного ГЦН

Рассмотренная авария не будет приводить к более серьезной обстановке без дополнительного отказа. Работа ОР СУЗ после срабатывания аварийной защиты, АПЭН и насосов аварийного впрыска

91

бора обеспечивает подкритичность реактора и длительное охлаждение активной зоны. Таким образом, через 1800 с c начала аварии оператор может произвести расхолаживание реакторной установки и ввод борной кислоты до стояночной концентрации.

Максимальная температура топлива не превышает 1840 С, следовательно, плавление топлива отсутствует.

Максимальное значение радиально-усредненной энтальпии топлива не превышает 400 Дж/г. Таким образом, повреждение твэлов из-за превышения энтальпии 586 Дж/г отсутствует.

Максимальное значение температуры оболочек не превышает

680 С и пароциркониевая реакция в активной зоне реактора отсутствует.

Таким образом, приемочные критерии 1, 2, 4, 8–10, приведенные в табл. 1.1.1, выполняются.

Заключение к разд. 3.1. Из результатов анализа следует, что в рассмотренном режиме обеспечивается выполнение требуемых приемочных критериев, указанных в табл. 1.1.1 и характеризующих безопасность АЭС.

3.2. Обесточивание одного ГЦН

Обесточивание одного из четырех работающих ГЦН вызовет уменьшение расхода теплоносителя через активную зону реактора и соответствующее уменьшение мощности реактора. Однако расход при этом будет снижаться постепенно, поскольку ГЦН на выбеге будет продолжать вращаться за счет маховика. Снижение мощности реактора будет осуществляться работой РОМ, который посредством введения рабочей группы регулирования с рабочей скоростью 2 см/с снизит мощность реактора до того уровня, который соответствует числу оставшихся в работе ГЦН.

Анализ условий охлаждения активной зоны в режиме отключения одного из четырех работающих ГЦН проводился путем анализа тепловой мощности реактора, расхода теплоносителя через активную зону, давлений теплоносителя в верхней и нижней камерах реактора, а также с учетом изменения температуры на входе в активную зону.

На рис. 3.2.1–3.2.2 представлено изменение параметров реакторной установки при обесточивании одного из четырех работаю-

92

щих ГЦН. Минимальное значение коэффициента запаса до кризиса теплообмена достигается примерно на 12 с процесса и составляет 1,21, т.е. теплотехническая надежность охлаждения активной зоны реактора обеспечивается.

Рис. 3.2.1. Изменение мощности, давления первого и второго контуров при обесточивании одного из четырех работающих ГЦН

Рис. 3.2.2. Изменение температуры оболочек твэл, температуры теплоносителя на входе и выходе активной зоны при обесточивании одного из четырех работающих ГЦН

93

При условии дополнительного маловероятного (поэтому не учитываемого в проекте) отказа работы регулятора ограничения мощности, по сигналу повышения температуры теплоносителя на выходе из реактора, срабатывает предупредительная защита 1-го рода (ПЗ1). Однако ее эффективности недостаточно для исключения кризиса теплообмена в активной зоне реактора и тогда потребуется уже срабатывание аварийной защиты АЗ по повышению температуры теплоносителя на выходе из реактора.

При обесточивании двух и более ГЦН в техническом проекте предусмотрено срабатывание аварийной защиты, безусловно, достаточной для обеспечения надежного охлаждения активной зоны реактора.

3.3.Обесточивание всех ГЦН

Сточки зрения надежного охлаждения активной зоны отключение всех четырех работающих ГЦН является определяющим режимом для безопасности, поскольку в этом режиме имеет место и максимальный начальный уровень мощности реактора, и умень-

шающийся расход теплоносителя через активную зону. По факту отключения всех ГЦН сработает аварийная защита реактора АЗ. После обесточивания происходит снижение расходов, выбегающих ГЦН, одновременно снижаются и параметры первого контура (мощность, давление, и температура теплоносителя). Давление второго контура уменьшается вплоть до закрытия стопорных клапанов турбогенератора, после чего поддержание давления второго контура обеспечивается работой редукционного устройства БРУ-К, т.е. давление второго контура будет наодится в интервале 50–

68кгс/см2.

Результаты расчетов по анализу режима обесточивания всех

ГЦН представлены на рис. 3.3.1–3.3.2. Надежное охлаждение активной зоны реактора в этой ситуации обеспечивается, поскольку минимальное значение коэффициента запаса до кризиса теплообмена достигается примерно на третьей секунде процесса и составляет 1,03, что больше допустимого значения.

94

3.4.Полное обесточивание собственных нужд АЭС

Вданной ситуации рассматривается режим потери питания вспомогательного станционного оборудования (обесточивание АЭС).

Настоящий режим относится к режимам с нарушением нормальных условий эксплуатации.

Этот режим характеризуется потерей принудительного расхода теплоносителя в реакторе и ухудшением теплоотвода со стороны 2-го контура.

Критерии оценки безопасности. Обоснование безопасности РУ в режиме обесточивания АЭС проводится на основе анализа выполнения приемочных критериев для нарушения нормальных условий эксплуатации, приведенных в табл. 2.1.1.

Принятые допущение по работе систем и отказам. Время введения стержней СУЗ в активную зону принято равным 4 с. Эффективность аварийной защиты принята с учетом застревания одного самого эффективного стержня.

Режим рассматривается с учетом отказа одного БРУ-А. Зависимым отказом является невключение в работу при повышении давления во втором контуре всех БРУ-К. Это происходит, поскольку потеря источников электропитания приводит к нарушению нормального отвода тепла по первому (вследствие отключения ГЦН) и второму контурам, остановки турбины и невозможности отвода тепла через конденсатор турбины. Вследствие обесточивания АЭС отключается подпитка-продувка первого контура, не работает впрыск в КД, не работают ТЭН КД, прекращается подача питательной воды в парогенераторы от ТПН. По сигналу отключения четырех ГЦН срабатывает аварийная защита. Через 2 с с момента обесточивания АЭС осуществляется ступенчатый запуск систем безопасности.

По сигналу обесточивания запускается система аварийной питательной воды в ПГ. Задержка на подачу воды в парогенераторы составляет 2 мин.

Последовательность событий и работа систем. Хронологиче-

ская последовательность событий и моменты срабатывания различных систем приведены в табл. 3.4.1.

96

Графики изменения параметров контуров (расходы, давления, уровни) и температур топлива и оболочек приведены на рис. 3.4.1– 3.4.11.

G, 104 кг/с

t, 102 с

Рис. 3.4.1. Расход теплоносителя на выходе из а.з.

97

P, 107 Па

t, 102 с

Рис. 3.4.2. Давление на выходе из а.з.

H, м

t, 101 с

Рис. 3.4.3. Уровень в КД

98

T, 101 С

t, 101 с

Рис. 3.4.4. Обесточивание АЭС (вариант 1)

P, 105 Па

t, 101 с

Рис. 3.4.5. Давление в ПГ и ПК. Обесточивание АЭС (вариант 1)

99