Содержание к диссертации
Введение
1 Проблемы безопаности атомных электростанций с реакторами ВВЭР 19
1.1 Современные требования к обеспечению безопасности АЭС 19
1.2 Способы анализа безопасности АЭС 24
Выводы к главе 1 45
2 Анализ безопасности действующих аэс с водо-водяными ядерными реакторами и функции безопасности 46
2.1 Общие положения 46
2.2 Управление мощностью 47
2.3 Охлаждение топлива 50
2.4 Локализация активных веществ 55
Выводы к главе 2 57
3 Основные исходные данные и программные коды, использованные для расчетного анализа аварийных режимов на энергоблоке №1 калининской АЭС 60
3.1 Основные исходные данные для расчета 60
3.2 Краткое описание некоторых расчетных кодов, использованных при расчетном анализе аварийных ситуаций на энергоблоке с реактором ВВЭР-1000 67
Выводы к главе 3 77
4 Обеспечение безопасности реакторной установки при авариях с разрывом первого контура и потерей теплоносителя 78
4.1 Малые течи первого контура, не вызывающие автоматического срабатывания систем безопасности 78
4.2 Влияние момента останова главных циркуляционных насосов на физическое состояние реакторной установки при разрывах первого контура 92
4.3 Проверка непрерывности подачи борного раствора в активную зону реактора при разрывах первого контура эквивалентным диаметром Ду 50-Ду 100 104
4.4. Разрыв первого контура с наложением неисправности аварийного впрыска бора высокого давления 111
Выводы к главе 4 121
5 Обеспечение безопасности реакторной установки при некоторых авариях парогенераторов 126
5.1 Течи теплоносителя первого контура во второй при незакрытии БРУ-А на аварийном парогенераторе 126
5.2 Авария с полной потерей питательной воды парогенераторов 137
Выводы к главе 5 143
Заключение и выводы 146
Список использованных источников 150
- Способы анализа безопасности АЭС
- Управление мощностью
- Краткое описание некоторых расчетных кодов, использованных при расчетном анализе аварийных ситуаций на энергоблоке с реактором ВВЭР-1000
- Влияние момента останова главных циркуляционных насосов на физическое состояние реакторной установки при разрывах первого контура
Введение к работе
В Российской Федерации в 2000 году находилось в эксплуатации 13 энергоблоков с реакторами типа ВВЭР, и на стадии высокой степени достройки находилось еще три блока [1]. Ряд станций с водо-водяными реакторами продолжает эксплуатироваться в бывших республиках Советского Союза и в странах Восточной Европы. Все эти энергоблоки проектировались в разное время в соответствии с меняющейся концепцией безопасности.
В развитии концепции безопасности АЭС России просматриваются три периода [2]:
• первый период - с начала 50-х годов до 1973 года;
• второй период — с 1973 по 1986 год;
• третий период - с 1986 года по настоящее время.
Первый период
Первый период относится к начальной стадии развития атомной энергетики, когда АЭС не выделялись в особый класс ядерно-опасных производств и считалось, что безопасность АЭС может быть обеспечена за счет высокого качества изготовления оборудования реакторной установки. Концепция безопасности АЭС при проектировании, строительстве и эксплуатации определялась общепромышленными стандартами и правилами. В качестве максимальной проектной аварии рассматривалась малая течь теплоносителя первого контура, а в качестве защитных и локализующих систем на случай такой аварии - герметичные помещения и спринклерные устройства, а также система подпитки первого контура. Серьезных повреждений твэл не ожидалось.
В этот период были разработаны и реализованы проекты первых блоков корпусных и канальных реакторов с водяным теплоносителем.
С точки зрения современного понимания проектного уровня безопасности защита АЭС в концепции этого периода включала: три физических барьера защиты, а именно:
• топливную матрицу;
• оболочки твэл;
• границы контура теплоносителя и боксы (помещения) для размещения реактора и основного оборудования первого контура, а также два уровня защиты:
• качество проектирования, строительства и эксплуатации;
• системы безопасности.
Второй период
Второй период начался с вводом в действие первого документа высшего уровня, определяющего концептуальный подход к обеспечению безопасности АЭС — «Общих положений обеспечения безопасности атомных электростанций при проектировании, строительстве и эксплуатации (ОПБ 73)» [3]. Разработка этого документа началась, когда выяснилось, что возможность крупных повреждений оборудования АЭС не исключена, и постепенно вырабатывалось отношение к АЭС как к объектам повышенной опасности.
При разработке ОПБ-73 были учтены некоторые документы США и рекомендации МАГАТЭ, введены в практику такие понятия, как «глубокоэшелонированная защита», «единичный отказ», «максимальная проектная авария». В качестве МЛА в ОПБ-73 был постулирован мгновенный гильотинный разрыв главного циркуляционного трубопровода, а на случай такой аварии предписывалось создание аварийных систем охлаждения активной зоны и систем локализации выбросов. Предусматривалось сооружение герметичных ограждений, окружающих ядерный остров АЭС; для ВВЭР такими ограждениями служили защитные железобетонные оболочки.
В 1982 году ОПБ-73 были пересмотрены и заменены на ОПБ-82 [4]. На структуру и содержание ОПБ-82 повлияли некоторые разработанные к тому времени документы МАГАТЭ, но в целом эти положения основывались на отечественном опыте. В соответствии с концепцией этого периода к трем физическим барьерам защиты АЭС был добавлен четвертый - герметичные ограждения.
Третий период
После случившихся серьезных аварий на АЭС (TMI, США, 1979 г. и Чернобыльской, 1986 г.) начинается третий период в развитии концепции безопасности АЭС России [2]. Этот период характеризуется сближением российской точки зрения на проблему обеспечения безопасности АЭС с международным подходом, который начал оформляться с конца 70-х годов.
При разработке нового концептуального документа ОПБ-88 [5] был учтен международный опыт, суммированный в сформулированных группой INSAG основных принципах обеспечения безопасности АЭС, а также результаты анализа аварии на Чернобыльской АЭС.
Новая концепция предписывает проведение проектного анализа аварий с тяжелыми повреждениями активной зоны, которые раньше относились к числу гипотетических. Она включает также требования проведения вероятностного анализа безопасности каждой АЭС и создания четвертого уровня глубоко эшелонированной защиты (мер по управлению аварией) и устанавливает два вероятностных ориентира:
• вероятность тяжелого повреждения или расплавления активной зоны - не более 10"5 на реактор в год;
• вероятность неприемлемого события (выброса радиоактивных веществ сверх допустимых норм) - не более 10"7 на реактор в год.
В соответствии с новой концепцией защита АЭС состоит из: четырех физических барьеров:
• топливной матрицы;
• оболочек ТВЭЛ
• границы контура теплоносителя;
• защитной оболочки и четырех уровней защиты: • качества проектирования, строительства и эксплуатации;
• диагностики и готовности;
• систем безопасности;
• мер по управлению авариями.
Проектирование АЭС, относящихся к третьему поколению, происходило в период действия ОПБ-73 и ОПБ-82. Несмотря на то, что при их проектировании были учтены некоторые требования ОПБ-88, эти АЭС по уровню проектного обеспечения безопасности не соответствуют всему комплексу новых положений.
ОПБ-88 были введены в действие 01.07.1990 г. и являются основополагающим документом для российских АЭС. Однако этот документ не считается завершенным и подлежит дальнейшему усовершенствованию. В настоящее время действуют ОПБ-88/97 [6].
Современная концепция безопасности
Современная национальная концепция безопасности АЭС и стратегия ее реализации содержит все элементы, выработанные мировой практикой. Основными элементами этой стратегии являются [7]:
• надзор, осуществляемый ГАН РФ;
• общее управление, осуществляемое Концерном «Росэнергоатом»
• шесть основных принципов обеспечения безопасности:
1) пакет нормативно-технической документации (НТД);
2) опыт проектирования, изготовления, строительства и эксплуатации;
3) физическое моделирование и эксперимент;
4) математическое моделирование, системные теплогидравлические коды;
5) вероятностный анализ безопасности;
6) детерминистский анализ аварий;
• четыре последовательных физических барьера защиты:
1) топливная матрица;
2) оболочки твэл; 3) границы контура теплоносителя;
4) герметичные ограждения; • четыре уровня защиты:
1) качество проектирования, изготовления, строительства и эксплуатации;
2) готовность и диагностика;
3) системы безопасности;
4) управление авариями.
Системы безопасности и меры по управлению авариями, предусматривающие также использование дополнительных технических средств, обеспечивают целостность физических барьеров защиты через три фундаментальных функции защиты:
1) контроль за реактивностью и аварийное отключение реактора (управление мощностью);
2) отвод тепла от активной зоны (охлаждение топлива);
3) локализацию утечки продуктов деления. Современная стратегия предусматривает также 5-й уровень защиты, обеспечивающий ликвидацию последствий аварии и снижение дозовых нагрузок населения в случае выхода радиоактивности за пределы площадки АЭС.
Принятие этой стратегии в конце 80-х годов означает начало четвертого периода развития АЭ РФ - периода разработки и реализации проектов АЭС нового поколения.
Параллельно с разработкой новых проектов должна решаться задача повышения эксплуатационной надежности действующих АЭС и доведения их безопасности до приемлемого уровня. «Приемлемый уровень» не обязательно означает полное соответствие требованиям современной нормативной базы, этого едва ли можно добиться для АЭС первого поколения, все еще находящихся в эксплуатации. Для них с 1990 г. введен особый режим эксплуатации, предусматривающий ужесточение контроля металла оборудования и трубопроводов первого контура и систем безопасности, а также модернизация систем безопасности и других систем, важных для безопасной эксплуатации АС.
Работа по повышению эксплуатационной надежности и безопасности действующих АЭС проводилась постоянно, но лишь с начала 90-х годов она приобрела концептуальную основу и статус приоритетной задачи отрасли.
Повышение безопасности действующих АЭС с ВВЭР
Все АЭС имеют свою статистику инцидентов и свой уровень надежности, часто достаточно высокий. Однако индивидуальные и групповые особенности проектов, старение оборудования и ужесточение НТД заставляет эксплуатирующую организацию искать рациональные пути для подтверждения реального статуса безопасности каждого энергоблока и его повышения до уровня современных требований.
Общий подход к таким работам был выработан экспертами МАГАТЭ [8] после проведения инспекций АЭС с ВВЭР первого поколения и анализа их безопасности. В 1990 г. МАГАТЭ приступило к реализации программы оказания помощи странам Восточной Европы и Советского Союза, а впоследствии России в оценке безопасности АЭС с реакторами первого поколения ВВЭР-440 проекта В-179 и В-230. В 1992 г. программу расширили [9,10] с целью охвата действующих и строящихся энергоблоков с реакторами ВВЭР-440, ВВЭР-1000 и РБМК. В программе было признано, что проблемы, связанные с безопасностью при эксплуатации требуют проведения дальнейших исследований применительно к конкретной АЭС.
Объектом настоящего исследования является энергоблок с реактором ВВЭР и входящими в состав РУ оборудованием, трубопроводами, теплоносителем, системами управления и безопасности, предметом исследования - переходные физические и тепло гидравлические процессы в аварийных ситуациях с потерей теплоносителя и выбор методов и средств управления аварийной ситуацией (противоаварийных процедур) с целью перевода РУ в конечное безопасное состояние.
В связи с вышесказанным можно сделать вывод, что изучение этих вопросов является весьма актуальной задачей, ибо она призвана повысить уровень безопасности энергоблока и АЭС в целом.
Способы анализа безопасности АЭС
Основные цели выполнения ВАБ Вероятностный анализ безопасности представляет собой системный анализ безопасности АЭС, который позволяет выявить основные источники аварий, разработать необходимые средства и мероприятия для достижения приемлемого уровня этого свойства на проектной стадии и поддержания достигнутого уровня безопасности при эксплуатации АЭС [99]. Выполнение ВАБ позволяет достичь следующие основные цели: 1. Определить множество возможных состояний АЭС, которые могут возникнуть при ее эксплуатации в результате реализации различных событий, вызванных отказом ее оборудования, компонентов, систем, ошибочными действиями персонала или внутренними и внешними по отношению к АЭС воздействиями; 2. Выделить подмножество состояний с нарушением установленных в проекте пределов безопасности. Определить для каждого такого состояния размеры последствий или степени нарушения безопасности и выполнить классификацию состояний в зависимости от тяжести последствий; 3. Разработать детальные вероятностные модели или аварийные последовательности (АП) для состояний с нарушением безопасности; 4. Выполнить оценки вероятностей реализации АП с нарушением безопасности. Определить суммарные по всем АП вероятности (частоты) реализации выделенных в соответствии с п.2 групп состояний с нарушением безопасности. Выполнить количественную оценку уровня безопасности в результате сравнения полученных значений вероятностных показателей с соответствующими критериями. В качестве критериев могут быть использованы: критерии установленные в действующей нормативно-технической документации; принятые для данного проекта целевые значения вероятностных показателей для различных групп состояний с нарушением безопасности; аналогичные показатели для уже выполненных проектов АЭС, уровни безопасности, для которых оценен как приемлемый. 5. Определить для каждой группы состояний с нарушением безопасности доминантные АП, вносящие наибольшие вклады в суммарные вероятности их реализации. Определить причины (отказа оборудования и систем, межсистемные зависимости, отказы по общей причине, ошибочные действия персонала, недостатки технического обслуживания, внутренние и внешние воздействия) доминантных АП и выработать решение о необходимости разработки дополнительных мер по их устранению. 6. Сравнить различные варианты предлагаемых проектных решений и выбрать оптимальные варианты структур, элементной базы, стратегий и регламентов технического обслуживания и ремонтов, распределения функций между автоматическим управлением и управлением с участием оперативного персонала при авариях. Определить пределы и условия безопасной эксплуатации. 7. Определить основные АП, являющиеся источниками риска, и дать основу для разработки технических средств и инструкций по управлению тяжелыми авариями, в том числе и для разработки планов защиты персонала и населения. 8. Определить направления разработки новых проектных решений по повышению безопасности. 9. Оценить уровень детерминистских принципов обеспечения безопасности, изложенных в действующей НТД, и определить условия их эффективного применения. Определить направления по дальнейшему совершенствованию действующей НТД. 10.Сформировать требования к надежности и эффективности вновь разрабатываемого оборудования, важного для безопасности АЭС.
Объем и содержание ВАБ Вероятностный анализ безопасности представляет собой итеративный процесс, который может включать несколько стадий, различающихся между собой по объему, содержанию и глубине выполняемых анализов. Объем и содержание ВАБ определяют его полноту и, в конечном счете, уровень остаточного риска (т.е. риска, который не подвергся анализу), а глубина ВАБ определяет уровень реалистичности разработанных моделей поведения АЭС при авариях. Все это в свою очередь оказывает определяющее влияние на достоверность получаемых результатов и эффективность их использования в качестве основы для выработки проектных решений по управлению безопасностью. Поэтому выбор, объяснение и/или обоснование объема, содержания и глубины разработки анализов является важным этапом при выполнении ВАБ.
В зависимости от содержания, целей и возможного использования результатов различают четыре уровня вероятностных анализов безопасности. нулевой уровень - ВАБ-0; первый уровень - ВАБ-1; второй уровень - ВАБ-2; третий уровень -ВАБ-3. ВАБ-0 содержит качественные и количественные анализы надежности важных для безопасности АС систем и оборудования, включая анализ и оценку влияния персонала, анализ внешних и внутренних воздействий и отказов по общей причине на выполнение функций безопасности. Целью выполнения ВАБ-0 является анализ и обоснование соответствия проекта АЭС действующим нормативным документам по безопасности и принятым в проекте принципам и количественным критериям, характеризующим достижение и поддержание требуемого уровня надежности важных для безопасности систем, а также составления перечня исходных событий для анализа аварий и выполнения ВАБ других уровней.
Результаты ВАБ-0 используются для выбора оптимальных решений по структуре и элементной базе систем, регламентами их технического обслуживания и ремонтов, компоновке, защите от внешних и внутренних воздействий, отказов по общей причине и ошибочных действий персонала; для разработки и классификации систем и оборудования, назначения требований к оборудованию. ВАБ-0 должны выполняться совместно с разработкой систем и оборудования.
Управление мощностью
Для того чтобы гарантировать выполнение этой основной функции безопасности, должны быть приняты меры, направленные на предотвращение нежелательных переходных процессов, связанные с изменением реактивности и обеспечивающие заглушение реактора в случае необходимости. Необходимо препятствовать тому, чтобы события, которые можно предусмотреть в ходе эксплуатации, не перерастали в аварийные ситуации. В случае же аварийных ситуаций, включая аварии с потерей теплоносителя, требуется заглушение реактора и обеспечение приемлемого охлаждения активной зоны. Поэтому влияние различных факторов на эту основную функцию безопасности необходимо рассмотреть для условий нормальной работы, для переходных процессов, а также для аварийных режимов и для останова реактора.
Управление реактивностью осуществляется путем изменения концентрации бора в теплоносителе и с помощью системы управления и защиты реактора, которая используется как в режимах нормальной работы, так и для быстрой остановки реактора в случаях аварий [104, 106-111]. В реакторе ВВЭР-1000 61 регулирующий стержень в виде кластеров объединены в 10 групп, при этом каждая группа, за исключением группы №5, состоит из 6 кластеров.
Управление мощностью в условиях нормальной эксплуатации Регулирующие стержни системы управления и защиты реактора обычно работают в автоматическом режиме, но возможно и ручное управление стержнями. Управление критичностью и мощностью осуществляется поднятием и погружением кластеров регулирующих стержней. Система подпитки тоже имеет функцию компенсации реактивности за счет регулирования концентрации бора в теплоносителе первого контура.
В последнее время выявлена проблема, связанная с обеспечением проектных пределов по времени погружения регулирующих стержней, которая связана с недостатками конструкции активной зоны, в частности конструкции тепловыделяющих сборок. Для устранения этого фактора приняты временные меры, которые в основном обеспечивают проектные пределы, требуемые для останова реактора.
Управление мощностью в условиях переходных процессов и аварий Наиболее важной системой обеспечения безопасности, служащей для управления мощностью в период переходных процессов и аварий, является система управления и защиты. Кроме того, система подпитки, система впрыска бора высокого давления, система САОЗ высокого давления, гидроемкости САОЗ и система САОЗ низкого давления срабатывают соответственно, в зависимости от сценариев переходного процесса и аварии в условиях холодного и горячего останова реактора.
На достижение необходимых условий с помощью системы управления и защиты при переходных процессах и авариях существенно влияет надежность введения в активную зону регулирующих стержней. Способность системы аварийной защиты справляться с переходными процессами при быстрых изменениях реактивности является неопределенной из-за того, что время погружения стержней СУЗ превышает предельные значения, заложенные в конструкцию или даже возможно заклинивание стержня. Переходные процессы такого типа могут быть вызваны такими событиями, как извлечение группы регулирующих стержней или выбрасывание единичного стержня из активной зоны, случайное уменьшение концентрации бора, повреждение главного паропровода, сопровождающееся быстрым снижением температуры теплоносителя первого контура, или падение в зону единичного регулирующего стержня. Проблема надежности ввода в активную зону регулирующих стержней может быть гораздо более значима для обеспечения безопасности, если дополнительное воздействие на конструкцию топливных сборок приведет к полной утрате функции быстрого аварийного останова реактора при аварии с потерей теплоносителя.
На управление мощностью в условиях аварии также оказывают влияние течи в теплообменниках САОЗ, когда техническая вода попадает в систему САОЗ. Если в первом контуре упадет давление вследствие аварии с потерей теплоносителя, то техническая вода, не содержащая бора, может попасть в первый контур.
При авариях с разрушением главного паропровода после быстрого останова в реакторе может возникнуть повторная критичность, обусловленная факторами указанными выше, что является отклонением от ныне действующих российских стандартов безопасности.
При авариях с потерей теплоносителя уровень воды в корпусе реактора может упасть ниже уровня по высоте «горячей нитки» и возникает опасность так называемого «внутреннего» разбавления бора. В этом случае конденсация пара в парогенераторе может привести к образованию в холодной трубе «пробки» с очень низкой концентрацией бора, которая может попасть в активную зону и привести к резкому увеличению мощности. Подобные сценарии переходных процессов и аварий, сопровождающихся увеличением реактивности, до сих пор системно не анализировались.
Поддержание условий безопасности при низкой мощности и состоянии останова реактора Анализ, проведенный в [10], показал, что управление энерговыделением при малой мощности и состоянии останова российских реакторов, в том числе, реактора ВВЭР-ЮОО/338 недостаточно проанализировано по сравнению с международной практикой. В то же время, согласно обобщенным выводам ВАБ, сделанным при анализе безопасности различных типов реакторов во всем мире, аварии при малой мощности и состоянии останова значительно повышают риск повреждения активной зоны. Возможность возникновения аварийной ситуации при низкой мощности и в состоянии останова обусловлена тем, что в этих условиях скорость циркуляции среды в системе охлаждения реактора значительно снижена, вследствие чего уменьшается вероятность обнаружения случайного разбавления бора. Одновременно с этим операции техобслуживания, проводимые на вспомогательных системах, повышают вероятность проникновения воды с пониженной концентрацией бора в систему подпитки, и как следствие, в систему охлаждения реактора.
Краткое описание некоторых расчетных кодов, использованных при расчетном анализе аварийных ситуаций на энергоблоке с реактором ВВЭР-1000
Расчетные программы ТЕЧЬ-М-4 и ДИНАМИКА-5 Общеконтурные расчетные программы ТЕЧЬ-М-4 [25] и ДИНАМИКА-5 [23] являются основными программами комплекса программ ТРАП [22] тепло гидравличеких расчетов нестационарных режимов ЯЭУ с ВВЭР, разработанного в ОКБ "Гидропресс». Они предназначены для анализа изменения тепло гидравлических параметров ЯЭУ в режимах с нарушениями работы оборудования первого и второго контуров и аварийных режимах, включая аварии с потерей теплоносителя.
Программа ДИНАМИКА-5 использовалась при расчете нестационарных режимов с нарушениями в работе оборудования (нарушения в работе систем управления и защиты реактора и компенсатора давления) и аварийных режимов, не связанных с нарушениями герметичности первого контура. Программа ТЕЧЬ-М-4 использовалась для расчета аварийных режимов с течами теплоносителя из первого контура. В состав этих программ входит ряд общих модулей, таких как: модуль «КАНАЛ» - предназначен для расчетов нестационарных процессов в каналах активной зоны ВВЭР; модуль «ИАСОС» - предназначен для расчета скорости вращения и напора центробежного насоса; модуль «САОЗ» - предназначен для расчета параметров системы охлаждения активной зоны; модуль «ТВЭЛ» - предназначен для расчета температурных полей в твэлах в нестационарных режимах; модуль «АЛЬФА» - предназначен для расчета коэффициентов теплоотдачи и гидравлического сопротивления трения; модуль «МАЗ-1» - предназначен для определения относительной мощности тепловыделения в активной зоне ВВЭР в нестационарных условиях; модуль «ВОДА» - предназначен для аппроксимации теплофизических свойств воды и водяного пара; модуль «СВОЙСТВА» - предназначен для расчета теплофизических свойств воды и водяного пара.
В состав комплекса входит также ряд сервисных модулей, обеспечивающих, например, прекращение расчета и повторного старта, возможность графической обработки результатов расчетов, модуль, облегчающий процесс подготовки исходных данных. В программах ДИНАМИКА-5 и ТЕЧЬ-М-4 не предусмотрено моделирование процессов плавления топлива, химических процессов и деформации элементов активной зоны при тяжелых авариях. Область их применения ограничивается выбором и обоснованием решений по предотвращению перехода аварийной ситуации в тяжелую аварию.
Расчетный код ATHLET Код версии ATHLET/Modl.l-Cycle С [27, 28] использовался для расчетного анализа изменения основных параметров реакторной установки. В основу программы положена модель сосредоточенных параметров, т.е. реальная установка имитируется посредством фиксированных контрольных объемов, которые связаны между собой одномерными соединениями. Система уравнений для описания теплофизических и гидродинамических процессов основана на законах сохранения массы воды, массы пара, энергии воды, энергии пара и суммарного импульса. Различие в скоростях фаз учитывается с помощью всережимной модели «drift-flux». Кроме того, в гидродинамических объектах используется модель с уровнем смеси, который способен перемещаться через границы контрольных объемов.
Программа позволяет моделировать наличие неконденсируемых газов в контрольных объемах. Принимается, что неконденсируемые газы являются идеальными, находящимися в термодинамическом равновесии с паровой фазой и нерастворяющимися в воде. По составу это смесь водорода, азота, кислорода.
Модель транспорта бора дает возможность имитировать эволюцию концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура в предположении, что раствор бора переносится только жидкой фазой со скоростью, равной скорости жидкой фазы, при этом теплофизические свойства жидкости не зависят от наличия раствора бора. В модели не учитывается инерция раствора и его энергия в уравнениях массы и энергии. Блок свойств воды охватывает область по давлению от 0,02 до 21,5 МПа, в которой возможен расчет от состояния недогретой до кипения жидкости до состояния перегретого пара, причем термодинамическая неравновесность фаз учитывается посредством определения массообмена между фазами.
Критические расходы истечения из мест течи определяются из таблиц, которые рассчитываются по заложенной в программе модели равновесного истечения, или же по специально прилагаемому к программе ATHLET блоку BLASI, где используется одномерная неравновесная модель. Она основана на четырех законах сохранения (массы воды, массы пара, суммарной энергии и суммарного импульса) и дает возможность учесть более детальную нодализацию места течи.
Расчет полей температур в конструкционных элементах осуществляется на основе решения одномерного уравнения теплопроводности. Для определения коэффициентов теплоотдачи на границе стенка-жидкость имеется блок корреляций теплоотдачи, а также блоки корреляций критического теплового потока и минимальной температуры пленочного кипения. Энерговыделение ядерного реактора имитируется с помощью модели точечной или одномерной кинетики. Использование блока GCSM, моделирующего систему управления и регулирования, позволяет в требуемом объеме воспроизводить действия персонала и автоматики. Благодаря этому универсальному блоку возможно использование алгоритмов пользователя, которые отклоняются от стандартных моделей и, таким образом, могут быть встроены в программу. Дифференциальные уравнения решаются с помощью явного либо неявного метода пошагового интегрирования с контролем шага по времени. Расчетный код PROBL Программа PROBL [34] предназначена для расчета теплофизических параметров в герметичном объеме атомных станций при авариях, сопровождающихся истечением теплоносителя из реакторной установки, включая аварии с образованием водорода. Программа разработана в РНЦ «Курчатовский институт». В основе программы лежит следующая математическая модель.
Помещения в герметичном объеме разделяются на ряд объемов, соединенных между собой проходками. В каждом объеме после начала аварии, в общем случае, может находиться смесь пара, воздуха (азота и кислорода), водорода, окиси углерода, углекислого газа и мелкодисперсной влаги. Эта смесь гомогенна и термически равновесна. На полу и на стенах объема может находиться жидкость (конденсат), которая в общем случае имеет температуру, отличную от температуры парогазовой смеси. В один из объемов происходит истечение теплоносителя из разрыва в первом контуре. Источники водорода могут находиться в любом объеме. Переток среды из объема в объем происходит без фазовых превращений и трения между фазами.
Влияние момента останова главных циркуляционных насосов на физическое состояние реакторной установки при разрывах первого контура
Целью настоящего расчетного анализа является оценка влияния работы главных циркуляционных насосов на параметры, характеризующие физическое состояние реакторной установки при разрывах первого контура эквивалентным диаметром 50 — 280 мм. Суть проблемы заключается в следующем [120]. Можно предположить, что более позднее отключение ГЦН способствует более сильному охлаждению первого контура (в том числе активной зоны) за счет поддержания расхода в нем и более раннему подключению систем САОЗ. Более раннее отключение ГЦН обуславливает более высокие значения давления в первом контуре и, соответственно, больший выброс теплоносителя из контура, что может привести к превышению критериев повреждения твэлов (температура оболочек твэлов 1200С, локальная глубина окисления оболочек 18 % и доля прореагировавшего циркония 1 % его массы в активной зоне). С этой точки зрения представляется, что более позднее (даже после формирования сигнала на их автоматическое отключение -запас до вскипания теплоносителя tsBX 10C) отключение ГЦН предпочтительно. Однако ГЦН не приспособлены для работы на пароводяной смеси и такой режим допустим только в условиях, если ценой риска потери ГЦН можно предотвратить более серьезные последствия развития аварийной ситуации. Таким образом, задачей настоящего расчетного анализа является определение необходимости задержки отключения ГЦН с точки зрения обеспечения благоприятных условий охлаждения активной зоны и максимально допустимого времени задержки с точки зрения недопущения выхода ГЦН из строя.
Исходные данные для расчета параметров аварийной ситуации в общем виде представлены в табл.3.1. К этим общим данным необходимо добавить некоторые специфические данные, характеризующие исходное состояние РУ при рассмотрении данной конкретной аварийной ситуации. Они заключаются в следующем. РУ работает на номинальной мощности. Все управляющие стержни (ОР СУЗ) введены в действие в момент срабатывания системы защиты реактора. За исключением разрыва в первом контуре повреждений в других системах нет. Во всех режимах турбина работает в режиме поддержания давления в ГПК до момента закрытия стопорных клапанов турбогенератора. ГЦН не отключаются по достижении температуры теплоносителя в первом контуре tsBX 10 С и продолжают работать на пароводяной смеси до момента, определяемого целями настоящей работы. Комбинация параметров РУ (мощность, давление в первом и втором контурах, уровень в КД и ПГ) является максимально неблагоприятной с точки зрения последствий события, порождающего аварийную ситуацию. Максимально неблагоприятными являются также принятые значения коэффициентов реактивности во всем диапазоне их изменений в процессе выгорания топлива. В процессе расчетов учитываются задержки срабатывания аварийных защит и блокировок, связанные с длительностью их формирования в гидравлических и электрических цепях, а также задержка в переносе жидкостей, предназначенных для питания первого и второго контуров. Во всех вариантах расчета принималось, что все системы нормальной эксплуатации работали без отказов. В процессе расчетного анализа аварийной ситуации исследуется изменение тех же параметров, что и в разделе 4.1. Методика расчета Непосредственно с задачей расчета связаны следующие составные части реакторной установки: реактор; циркуляционные петли; компенсатор давления; парогенераторы; главные циркуляционные насосы; система САОЗ. Расчетная схема реакторной установки в общем виде представлена на рис.3.1. Расчет изменения параметров первого и второго контуров для режима разрыва первого контура эквивалентным диаметром Ду 50 выполнялся по программе «ДИНАМИКА-5» [23]. При этом первый контур был представлен тремя расчетными циркуляционными петлями. расчетная петля 1 - петля, к которой подключен компенсатор давления, с весом 1; расчетная петля 2 — петля с весом 1; расчетная петля 3 — петля весом 2 (моделирует две оставшиеся петли, которые считаются работающими в одинаковых условиях).
По длине циркуляции теплоносителя в петлях выделены три макроучастка -горячий трубопровод, тепло передающие трубки ПГ, холодный трубопровод. Горячий трубопровод представлен семью участками, трубки парогенераторов -пятью участками, холодный трубопровод — семью участками. Дыхательный трубопровод компенсатора давления представлен тремя участками. Сборная и напорная камеры реактора представлены одним участком каждая. Активная зона по высоте разбивалась на десять участков одинаковой длины. Расчет изменения параметров первого и второго контуров для режимов разрыва первого контура Ду 100 - Ду 280 выполнен с помощью многоэлементной программы «ТЕЧЬ-М-4» [25]. При этом циркуляционный контур представлен одной аварийной петлей и тремя работоспособными петлями. Компенсатор давления подключен к петле 1. Первый контур, исключая активную зону, представлен 76 расчетными элементами. Второй контур представлен 4 расчетными элементами, один из которых моделирует парогенератор аварийной петли, а остальные -парогенераторы работоспособных петель. Работоспособные петли разделены на 16, а аварийная петля на 17 расчетных элементов. Напорная и сборная камеры реактора моделируются, соответственно, 5 и 3 расчетными объемами. Компенсатор давления и соединительный трубопровод представлены 1 и 2 расчетными объемами, соответственно. Активная зона представлена пятью параллельными каналами; четыре из них моделирует обогреваемую часть активной зоны, а пятый - протечки теплоносителя мимо активной зоны. Обогреваемые каналы отличаются между собой различным энерговыделением. Каналы активной зоны по высоте разделены на 12 участков, 10 из которых моделируют тепловыделяющую часть, а два — вход и выход из активной зоны.
При описании динамики процессов в ПГ моделируется работа системы подачи питательной воды, предохранительных клапанов, стопорных клапанов турбины и клапанов быстродействующих редукционных устройств. Парогенераторы соединены линией перетечек, моделирующей главный паровой коллектор.
При выполнении расчетного анализа режима «влияние момента останова ГЦН на физическое состояние активной зоны при разрывах первого контура» принята следующая последовательность расчета. Для данного размера течи производится первый расчет (первый проход) без отключения ГЦН для того, чтобы определить момент времени переходного режима, при котором достигается минимум запаса теплоносителя в первом контуре. Этот момент времени принимается за точку отсчета при варьировании момента отключения ГЦН. Затем производится перерасчет для различных моментов отключения ГЦН, как правило, с интервалом времени, кратным 150 с. В случае, когда общий запас теплоносителя первого контура достигает минимума менее чем за 150 с, принимается, что ГЦН отключается в момент срабатывания АЗ-1. Расчет продолжается по времени вплоть до момента начала нарушения нормального температурного режима активной зоны.
