Анализ эффективности современных методов обеспечения безопасности ядерной энергетической установки при нарушении целостности теплообменных труб парогенератора

Анализ эффективности современных методов обеспечения безопасности ядерной энергетическом установки при нарушении целостности теплообменных труб парогенератора

Браславский Юрий Валентинович,

кандидат технических наук, доцент, доцент кафедры «Ядерные энергетические установки» ФГАОУ ВО «Севастопольский государственный университет», YVBroslavsky@sevsu.ru

Матузаев Кирилл Борисович,

кандидат технических наук, доцент, заведующий кафедрой «Ядерные энергетические установки» установки», ФГАОУ ВО «Севастопольский государственный университет», k.b.matuzaev@sevsu.ru

Матузаева Ольга Вячеславовна,

кандидат технических наук, доцент, доцент кафедры «Физика», ФГАОУ ВО «Севастопольский государственный университет», OVMatuzaeva@sevsu.ru

Одним из достоинств двухконтурной ядерной установки является физическое разделение контуров, позволяющее исключить активацию второго контура, т. е. выход радиоактивности за установленные пределы. Элементом установки, в котором происходит непрямой контакт сред первого и второго контура, является парогенератор. Надежность его работы в значительной степени определяется состоянием теплообменных труб, внутри которых циркулирует теплоноситель первого контура. Разгерметизация трубы, которая является достаточно частым явлением при эксплуатации ядерной установки, приведет не только к попаданию радиоактивной среды во второй контур, но и к потере теплоносителя первого контура, нарушающей отвод тепла от активной зоны реактора. В статье проведен анализ физических процессов, протекающих в установке при разрыве теплообменной трубы парогенератора, а также выполнена оценка безопасности установки при возникновении подобной ситуации. Доказано, что современные подходы по управлению аварией позволяют перевести реакторную установку в безопасное состояние даже в случае возникновения аварии при работе реактора на повышенной мощности.

Ключевые слова: ядерная энергетическая установка, радиоактивность, безопасность, парогенератор, теплообмен-ная труба

Введение

Одним из основных условий безопасной эксплуатации ядерной установки (ЯЭУ) с водо-водяным энергетическим реактором (ВВЭР) является целостность барьеров, обеспечивающих локализацию радиоактивности при работе реактора на любом уровне мощности. Одним из таких барьеров является первый контур ядерной установки [1, с. 2]. Важнейшим элементом ЯЭУ, в котором происходит передача тепловой энергии от первого контура второму, является парогенератор (ПГ). При этом прямого контакта между средами контуров не происходит, т. к. это привело бы к активации среды второго контура, что недопустимо по соображениям ядерной безопасности. Поэтому физически первый и второй контур в ПГ разделены между собой стенками теплообменных трубок, внутри которых циркулирует теплоноситель первого контура.

Практика эксплуатации парогенераторов показала, что именно состояние теплообменных трубок (ТОТ) определяет фактический срок службы ПГ [2, с. 1, 2]. Это обусловлено тем, что тяжелые условия эксплуатации ПГ (прежде всего, достаточно высокая интенсивность коррозионных процессов конструкционных материалов ПГ) обуславливают разгерметизацию ТОТ и, таким образом, радиоактивное загрязнение второго контура ЯЭУ [3, с. 1, 2]. Подобная ситуация также классифицируется как течь первого контура, и меры, принятые персоналом, должны обеспечить перевод реакторной установки в безопасное состояние, исключающее дальнейшее распространение радиоактивности.

Методика исследований

Для актуальности исследований обычно рассматриваются наиболее консервативные начальные условия, которые в данном случае могут быть достигнуты при совпадении следующих критериев:

- максимально возможная мощность реактора;

- максимально возможные температуры теплоносителя на входе и выходе из активной зоны;

- наихудшие условия теплообмена в каналах активной зоны.

Объектом исследования являлась ядерная энергетическая установка с реактором типа ВВЭР-1000, причем было учтено, что в настоящее время отечественные ЯЭУ такого типа переведены на мощность 104 % от номинальной. Основные параметры, характеризующие исходное состояние реакторной установки представлены в табл. 1.

Параметры активной зоны реактора (в том числе и нейтронно-физические характеристики) выбирались

X X

о

го А с.

X

го т

о

м о м о

таким образом, чтобы обеспечить консерватизм с точки зрения определяющих критериев:

Таблица 1

о см о см

О Ш

т

X

3

<

т О X X

Параметр Значение

Тепловая мощность реактора, МВт 3120

Температура теплоносителя на входе в реактор, оС 293

Давление теплоносителя на выходе из активной зоны (максимальное), МПа 16,0

Расход теплоносителя через реактор, м3/ч 80000

Доля протечек теплоносителя, не участвующих в охлаждении активной зоны, от расхода через реактор, % 3

Давление пара в парогенераторе, МПа 6,49

Температура питательной воды, оС 225

- коэффициент реактивности по температуре теплоносителя был принят минимально отрицательным, т. к. в начальный период аварии, когда достигаются наихудшие условия с точки зрения теплообмена, происходит увеличение средней температуры теплоносителя в активной зоне. При этом отрицательная реактивность, вводимая в активную зону за счет температурного эффекта, будет минимальной;

- коэффициент реактивности по температуре топлива был принят максимально отрицательным, т. к. переходный процесс сопровождается некоторым снижением температуры топлива, и, в этом случае, скорость снижения мощности за счет температурного эффекта будет минимальной;

- численное значение эффективности аварийной защиты реактора (с учетом допущения о застревании в верхнем положении поглощающего стержня с максимальной эффективностью) принималось минимально возможным в процессе кампании, чтобы скорость снижения мощности реактора при срабатывании аварийной защиты была минимальной.

В ходе исследований не учитывалась работа следующих систем нормальной эксплуатации:

- ускоренной предупредительной защиты, предупредительной защиты 1-го и 2-го рода;

- блочных редукционных установок сброса пара в конденсатор (БРУ-К);

- вспомогательных питательных насосов;

- системы продувки-подпитки первого контура.

Также предполагалось, что в наиболее неблагоприятный момент времени - за 1,9 с до момента начала движения органов системы управления и защиты по сигналу аварийной защиты (АЗ) реактора, происходит потеря внешнего электроснабжения собственных нужд.

Исследование аварийной ситуации, обусловленной разрывом трубки парогенератора

Целью проводимого исследования являлся анализ эффективности современных подходов обеспечения безопасности ЯЭУ с ВВЭР при разрыве теплообмен-ной трубки ПГ. Для этого были поставлены следующие задачи:

- используя модель ядерной установки, провести исследование процессов, происходящих в установке при разрыве теплообменной трубы ПГ;

- оценить эффективность современных подходов по переводу реакторной установки в безопасное состояние в случае возникновения указанной ситуации.

Исследования выполнялись при помощи программного кода RELAP5, который достаточно широко используется при анализе различных аварийных ситуаций на АЭС, включая тяжелые запроектные аварии с повреждением ядерного топлива.

Эффективность существующих методов обеспечения безопасности реакторной установки оценивалась на основе анализа выполнения следующих критериев:

- давление в контурах ядерной установки не должно превышать расчетное более чем на 15 %, т. е. давление первого и второго контуров не должно быть больше 20,29 и 9,02 МПа соответственно.

- отсутствие плавления ядерного топлива (температура плавления топлива менее 2570 °С для выгоревшего топлива и менее 2840 °С для свежего топлива);

- максимальная температура оболочки тепловыделяющего элемента (ТВЭЛ) в процессе протекания аварии не должна превышать 1200 °С;

- глубина локального окисления оболочки ТВЭЛ не должна превышать 18 % от ее начальной толщины;

- доля циркония, вступившего в реакцию с водой, должна быть менее 1 % от его общей массы в оболочках ТВЭЛ.

Разрыв теплообменной трубки приводит к поступлению теплоносителя первого контура в аварийный парогенератор и, соответственно, к снижению уровня в компенсаторе давления (КД) и давления первого контура. В результате снижения давления в первом контуре на 700 с аварийного процесса достигается уставка на срабатывание АЗ реактора по снижению давления над активной зоной до 14,7 МПа при мощности реактора более 75 % от номинальной (рис. 1).

Потеря электропитания от всех источников переменного тока приводит к:

- отключению всех главных циркуляционных насосов;

- отключению систем основной и вспомогательной питательной воды второго контура;

- закрытию стопорных клапанов турбогенератора;

- отключению энергоснабжения систем регулирования давления и объема КД (нагреватели и впрыск);

- отключению БРУ-К.

По сигналу обесточивания секций собственных нужд через 2 с запускаются дизель-генераторы.

i

1 О

0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3

02 О 1 0.0

Рис. 1. Относительная мощность тепловыделений в активной зоне

В результате обесточивания происходит резкий рост давления теплоносителя второго контура и открытие блочных редукционных установок сброса пара в атмосферу (БРУ-А) на паропроводах ПГ-1, 2, 3, на 704 с переходного процесса (рис. 2). Вследствие принятого отказа на открытие БРУ-А на ПГ-4 давление в нем после открытия контрольного предохранительного клапана ПГ-4 достигает максимального значения на 780,0 с переходного процесса и составляет 8,38 МПа. Далее давление снижается и затем поддерживается работой БРУ-А на уровне давления регулирования (рис. 3).

В результате потери электропитания собственных нужд отключаются насосы основной и вспомогательной питательной воды, уровень котловой воды в парогенераторах в процессе отвода остаточных тепловыделений снижается за счет работы сбросных устройств этих ПГ.

р

'Л

12

¡V 1 _2

-3

зоо

600

900

1300

1500

] 800

Рис. 4. Давление в ЯЭУ:

1 - на входе в активную зону; 2 - на выходе из активной зоны; 3 - в КД

Максимальные температуры топлива и оболочки наиболее теплонапряженного ТВЭЛ не превышают своих начальных значений в течение всего переходного процесса (рис. 5, 6). Это свидетельствует об отсутствии прореагировавшего циркония и окисления оболочек ТВЭЛ.

Таким образом, анализ физических процессов, протекающих в ядерной установке, показал, что аварийная ситуация, обусловленная разрывом теплооб-менной трубы парогенератора, не приводит к нарушению теплоотвода от активной зоны реактора, перегреву и плавлению оболочек тепловыделяющих элементов.

Рис. 2. Расход пара через БРУ-А:1 - ПГ-1; 2 - ПГ-2; 3 - ПГ-3; 4 - ПГ-4

Рис. З.Ввесовой уровень котловой воды в ПГ:

1 - ПГ-1; 2 - ПГ-2; 3 - ПГ-3; 4 - ПГ-4

Уставка на подачу аварийной питательной воды по факту уменьшения уровня котловой воды на 900 мм от номинального значения ни в одном ПГ в рамках рассмотренного расчетного времени 1800 с не достигается.

Максимальное давление теплоносителя первого контура не превышает начального значения в течение всего переходного процесса. Максимальное давление теплоносителя второго контура достигается на 1027 с и составляет 8,38 Мпа (рис. 4).

Рис. 5. Максимальная температура топлива

Э60

ЗСО -- ..

X X

о

го А с.

X

го т

о

О ЗОО 600 900 1200 1Ь00 1вОО

Рис. 6. Максимальная температура оболочки ТВЭЛ

м о м о

о

CN О

сч

О Ш

m

X

3

<

m о х

X

Согласно действующим инструкциям, при возникновении подобной аварийной ситуации основные действия персонала должны быть направлены на минимизацию выброса пара из поврежденного парогенератора через БРУ-А и его локализацию, а также расхолаживание реакторной установки с максимально возможной скоростью (60 оС/ч).

Для оценки эффективности данного подхода при проведении расчетов моделировались следующие процессы и действия персонала:

- на 1500 с аварийного процесса по факту уменьшения уровня котловой воды в Пг на 900 мм от номинального значения - подача аварийной питательной воды в неаварийные парогенераторы;

- на 1800 с процесса (после идентификации персоналом аварийного парогенератора) - закрытие отсечного клапана на паропроводе аварийного ПГ, закрытие запорной арматуры на линиях продувки и питательной воды аварийного ПГ, расхолаживание реакторной установки с использованием БРУ-А работоспособных ПГ со скоростью 60 оС/ч;

- включение двух каналов системы впрыска бора высокого давления на впрыск в КД для ограничения давления на уровне 8,0 МПа;

- включение третьего канала системы впрыска бора высокого давления на подачу в аварийную петлю первого контура;

- на 2100 с - падение давления в первом контуре в результате впрыска в КД менее 10,0 МПа и подача борного раствора в «холодные» нитки первого контура от трех каналов системы аварийного впрыска бора высокого давления;

- перевод аварийных насосов подачи борного раствора на рециркуляцию и закрытие БРУ-А на паропроводе аварийного парогенератора;

- выравнивание давления в аварийном ПГ и в первом контуре, что приводит к минимизации расхода теплоносителя первого контура в аварийный парогенератор;

- после достижения номинального уровня в неаварийных ПГ - прекращение подачи в них аварийной питательной воды.

- завершение процедуры ускоренного расхолаживания реакторной установки на 6000 с аварийного процесса.

В результате расчета было получено, что выброс пара из аварийного ПГ в атмосферу прекратился на 3200 с переходного процесса (рис. 7), а также существенно снизился расход теплоносителя первого контура, поступающего во второй контур через неплотность теплообменной трубы ПГ (рис. 8).

kgs

О ЕЮ 1000 1500 3000 ?500 3000 3600 4000 4500 50№ 5500 6000 "

Рис .7. Масса пара, выброшенного через БРУ-А на паропроводе аварийного ПГ

О ИЖ 1000 1500 2000 2ЕОО 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 " Рис. 8. Расход теплоносителя из первого контура в аварийный ПГ

Выводы

Таким образом, проведенные исследования по анализу эффективности современных методов обеспечения безопасности ЯЭУ при нарушении целостности теплообменных труб парогенератора показали следующие результаты:

- аварийная ситуация, обусловленная разрывом теплообменной трубы парогенератора ЯЭУ с ВВЭР-1000, не приводит к нарушению теплоотвода от активной зоны реактора, перегреву и плавлению оболочек тепловыделяющих элементов;

- существующие методики управления подобной аварийной ситуацией позволяют минимизировать выход радиоактивных веществ в окружающую среду и перевести реакторную установку в безопасное состояние даже при наиболее консервативных начальных условиях аварии.

Литература

1. Федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии «Общие положения обеспечения безопасности атомных станций» (НП-001-15): утверждены Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору, -приказ от 17 декабря 2015 г. № 522.

2. Бакиров М. Б., Клещук С.М., Богданов Е.А. [и др.] Подходы к управлению ресурсом теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭр // Шестой международный семинар по горизонтальным парогенераторам. Подольск, 2004. - С. 32-41.

3. Серебряков А.В., Мальцев В.В., Оборотова Н.М., Ладыгин С.А. [и др.]. Проблемы теплообменных труб для АЭС. Задачи и пути решения по повышению эксплуатационных свойств теплообменных труб // Инновационные технологии в металлургии и машиностроении: материалы 6-й международной молодежной научно-практической конференции «Инновационные технологии в металлургии и машиностроении. Уральская научно-педагогическая школа имени профессора А. Ф. Головина», [г. Екатеринбург, 29 октября - 1 ноября 2012 г.]. — Екатеринбург : Изд-во Урал. ун-та, 2013. - С. 588-593.

Analysis of the Nuclear Power Installation Modern Safety

Methods in Case of Integrity Failure of Steam Generator

Heat-Exchange Tubes Braslavskiy Yu.V., Matuzaev K.B., Matuzaeva O.V.

Sevastopol State University

One of the advantages of a double circuit nuclear power

installation is the physical separation of the circuits. This fact

allows to eliminate the secondary circuit activation, that is radiation overrunning. The element of a nuclear power installation in which indirect contact of the medium of the primary and secondary circuits occurs is called a steam generator. Reliability of its operation is largely determined by the condition of heat-exchange tubes where the primary coolant flows. Tube containment failure occurs frequently while nuclear power plant operation. If this happens, it leads to the radioactive medium penetration to the secondary circuit as well as the primary coolant loss which interrupts heat removal from the core. The article describes the analysis of the physical processes which occur inside the nuclear power installation in case of steam generator tube integrity failure. Safety evaluation of the nuclear power installation is also carried out in the paper. It is proven that the modern plant accident management approaches allow making nuclear power installation safe even in case of an accident during the operation of the reactor at increased power.

Keywords: nuclear power installation, radioactivity, safety, steam generator, heat-exchange tube

References

1. Federal Rules and Regulations in the Field of Nuclear Power

Utilization «General Regulations of Nuclear Power Plant Safety Insurance» (NP-001-15): approved by Russian Federal Service, Technological and Nuclear Supervision, -Order № 522 of 17 December 2015.

2. Bakirov M.B., Kleshhuk S.M., Bogdanov E.A. Approaches to

Resource Managing of Steam Generators Heat-Exchange Tubes of a Nuclear Power Plant with WWER // Sixth International Seminar on Supercritical Fluids. Podolsk, 2004. - P. 32-41.

3. Serebryakov A.V., Mal'cev V.V., Oborotova N.M., Ladygin S.A.

Nuclear Power Plant Heat-Exchange Tubes Problems. Goals and Ways of Achieving Them Regarding to Raising Heat-Exchange Tubes Operating Properties // Innovative Technologies in Metallurgy and Mechanical Engineering: Materials of the Sixth International Youth Technical Scientific Conference "Innovative Technologies in Metallurgy and Mechanical Engineering. Ural Research and Pedagogical School Named after Professor A. F. Golovin" [Yekaterinburg, 29 October - 1 November 2012]. — Yekaterinburg : Ural Un-ty, 2013. - P. 588-593.

X X

o 00 A c.

X

00 m

o

ho o ho o