течь из первого контура во второй» для ру ввэр-600

Анализ возможных алгоритмов управления аварией…
И.А. ЧЕРЕМИСОВ, Н.П. ВОЛОДИНА, В.В. ЩЕКОЛДИН
ОАО Опытное конструкторское бюро «ГИДРОПРЕСС», Подольск
АНАЛИЗ ВОЗМОЖНЫХ АЛГОРИТМОВ УПРАВЛЕНИЯ АВАРИЕЙ
«ТЕЧЬ ИЗ ПЕРВОГО КОНТУРА ВО ВТОРОЙ» ДЛЯ РУ ВВЭР-600
Аварии, связанные с течью из первого контура во второй, характеризуются истечением теплоносителя первого
контура во второй и последующем выбросом среды в атмосферу. Снижение выброса теплоносителя через паросбросные
устройства второго контура достигается введением на начальной стадии аварии специального автоматического алгоритма управления аварией. В докладе анализируются возможные алгоритмы управления применительно к РУ ВВЭР-600
на примере аварии с отрывом крышки коллектора парогенератора.
Проект АЭС с РУ ВВЭР-600 создается с целью дополнить линейку мощностей энергоблоком средней мощности 600 МВт. Для уменьшения сроков разработки проекта (реакторной установки) РУ предполагается использовать опыт проектирования РУ АЭС-2006 и максимально использовать уже созданное оборудование для РУ АЭС-2006.
При проектировании РУ также рассматриваются различные аварийные режимы, в том числе
и режимы, связанные с течью из первого контура во второй. Данные аварийные режимы характеризуются истечением теплоносителя первого контура во второй с последующим выбросом среды в
атмосферу. Одним из таких аварийных режимов является течь из первого контура во второй при
отрыве крышки коллектора парогенератора. Для снижения возможных выбросов теплоносителя
первого контура в атмосферу используется специальный автоматический алгоритм управления
аварией.
В проекте АЭС-2006 для ЛАЭС2, на основе которого разрабатывается проект РУ ВВЭР-600,
предусмотрен аналогичный алгоритм. Рассматривается возможность использования этого алгоритма применительно к проекту РУ ВВЭР-600. Так же рассматривалась возможность внесения в
алгоритм изменений, учитывающих особенности данной реакторной установки. Расчеты производились с помощью расчетного кода КОРСАР/ГП [1].
Был рассмотрен вариант РУ ВВЭР-600 с активной зоной со 163 ТВС. Основные параметры
оборудования принимались на основе проекта АЭС-2006 для ЛАЭС2. Для этого варианта реактор
аналогичен реактору АЭС-2006. Главный циркуляционный трубопровод состоит из двух петель.
Парогенератор – ПГВ-1000МКП, главный циркуляционный насосный агрегат – ГЦНА-1391, компенсатор давления принят таким же, как и в проекте АЭС-2006.
Системы безопасности включают системы САОЗ, СПЗАЗ, СПОТ, АПЭН, БРУ-А. Система
САОЗ состоит из четырех каналов пассивной части и двух каналов активной части. Каждый канал
активной части САОЗ включает по одному насосу высокого давления и одному насосу низкого
давления. Система СПЗАЗ состоит из двух независимых каналов, каждый из которых включает
две емкости. Система СПОТ представлена двумя теплообменниками вода-вода. Запуск СПОТ
происходит по обесточиванию и по снижению запаса до кипения теплоносителя в отличие от проекта АЭС-2006 для ЛАЭС2. Система АПЭН представляет собой два насоса, каждый из которых
подает в свою петлю. Система БРУ-А состоит из двух независимых клапанов, каждый также установлен на своей петле. БРУ-А может использоваться как для сброса давления во втором контуре,
так и для расхолаживания РУ до начала работы СПОТ.
Основные параметры, характеризующие исходное состояние РУ, с учетом неблагоприятных
отклонений в пределах погрешности измерения и точности их регулирования, представлены в
табл. 1.
Величины уставок на срабатывание систем и оборудования, а также их погрешности приняты такими же, как и для АЭС-2006 для ЛАЭС2.
При проведении расчетов распределение энерговыделений по высоте активной зоны принято с максимумом на высоте 80 % от низа активной зоны и максимальным линейным энерговыделением 313 Вт  см–1.
При проведении расчетов были приняты следующие допущения:
- срабатывание АЗ принималось по второму сформированному сигналу, начало движения органов СУЗ происходит с задержкой 2 с (инерционность 1,5 с и время прохождения сигнала в цепях 0,5 с);
Таблица 1
Основные параметры РУ
Параметр
Значение
Анализ возможных алгоритмов управления аварией…
Тепловая мощность реактора, МВт
1664
Температура теплоносителя на входе в реактор, С
Давление теплоносителя на выходе из активной зоны (абсолютное), МПа
301
Расход теплоносителя через реактор, м ч
3
–1
15,9
49900
Уровень в компенсаторе давления, м
8,17
Весовой уровень котловой воды в ПГ, м
2,2
Давление пара в парогенераторе, МПа
7,2
Температура питательной воды, С
230
- потеря электропитания собственных нужд станции происходит за 1,9 с до начала
движения органов СУЗ по сигналу АЗ; вследствие потери электропитания, собственных
нужд станции происходит: отключение всех ГЦНА, отключение БРУ-К, отключение насосов питательной воды;
- при открытии паросбросных устройств учитывалась инерционность 1,5 с и время
прохождения сигнала в цепях 0,5 с от момента достижения уставки;
- при проведении расчетов консервативно не учитывается работа систем нормальной
эксплуатации;
- в вариантах с дополнительным отказом одного дизельгенератора (единичный отказ) происходит отказ одного канала активных систем: НВД, ННД, АПЭН, в варианте с
учетом вывода в ремонт второго дизельгенератора происходит отказ обоих каналов активных систем.
Снижение выбросов при аварии «отрыв крышки коллектора парогенератора» может быть
достигнуто введением на начальной стадии аварии специального автоматического алгоритма
управления аварией, который представляет определенную последовательность срабатывания различных систем и механизмов. В проекте АЭС-2006 для ЛАЭС-2 в качестве алгоритма принята
следующая последовательность:
- вывод технологической защиты (закрытие БЗОК на паропроводе аварийного парогенератора) по сигналу увеличения уровня котловой воды в аварийном ПГ на 300 мм от
номинального;
- включение системы аварийного ввода бора на впрыск в КД при давлении в первом
контуре выше 8,3 МПа при уровне в КД менее 8,17 м;
- закрытие с запретом на открытие БРУ-А на паропроводе аварийного ПГ;
- отключение ГЦНА аварийной петли;
- расхолаживание первого контура через БРУ-А работоспособного парогенератора с
автоматическим поддержанием скорости расхолаживания 60 Сч–1;
- закрытие задвижек на линиях подачи основной и аварийной питательной воды и
продувки аварийного парогенератора;
- отключение с запретом на включение всех групп ТЭН в КД;
- отключение с запретом на включение СПОТ аварийного парогенератора.
При снижении давления в первом контуре до 8,3 МПа:
- закрытие БЗОК на паропроводе аварийного ПГ;
- снятие защитных действий по сигналу «разрыв паропровода для любого ПГ».
Расчеты выполнялись в консервативном приближении с точки зрения температурного режима активной зоны и выброса среды из аварийного парогенератора. Соответственно были рассмотрены: вариант 1 – без учета работы алгоритма управления аварией "течь из первого контура
во второй", приводящий к максимальным выбросам теплоносителя из аварийного парогенератора;
вариант 2 – аналогичный первому, но с учетом работы алгоритма управления аварией, показывающий эффективность работы алгоритма. Так же были рассмотрены варианты для оценки охлаждения активной зоны: вариант 3 – аналогичный второму с дополнительным отказом одного дизельгенератора и вариант 4 – аналогичный второму с дополнительным отказом одного дизельгенератора и выводом в ремонт второго дизельгенератора (отказ активных систем САОЗ).
При сравнении результатов расчетов вариантов 1 и 2 видно, что после запуска алгоритма
управления аварией "течь из первого контура во второй" происходит закрытие БРУ-А аварийного
парогенератора (рис. 1), после чего прекращаются выбросы в атмосферу через БРУ-А. После снижения давления в реакторе до 8,3 МПа происходит закрытие БЗОК на паропроводе аварийного
Анализ возможных алгоритмов управления аварией…
парогенератора, и давление в нем возрастает и выравнивается с давлением в первом контуре
(рис. 2), что приводит к значительному снижению расхода теплоносителя в течь (рис. 3) и прекращению выбросов в ГПК.
В варианте 1 выброс теплоносителя в течь составляет 888 тонн, а выброс в атмосферу через
БРУ-А аварийного парогенератора составляет 790 т, выброс в ГПК – 2,5 т. В варианте 2 выброс
теплоносителя в течь – 82,6 т, в атмосферу – 13,9 т, а в ГПК – 13,1 т.
G, 150
кг/с
100
1
50
2
0
-50
-100
0
2000
4000
6000
8000
t,
10000
t, сс
Рис. 3. Зависимость расхода в течь от времени:
1 – без учета работы алгоритма;
G, 300
кг/с
2 – с учетом работы алгоритма
1
2
200
P, МПа
16
12
3
4
1
4
2
5
3
6
8
100
4
0
0
2000
4000
6000
8000
t, с с
t,
10000
Рис. 1. Зависимость расхода через БРУ-А ПГ 1, 2
от времени:
1, 2 – без учета работы алгоритма;
3, 4 – с учетом работы алгоритма;
1, 3 – расход через БРУ-А аварийного ПГ;
2, 4 – расход через БРУ-А рабочего ПГ
0
0
1000
2000
t, с
3000
Рис. 2. Зависимость давления на выходе из реактора
и в парогенераторах от времени:
1–3 – без учета работы алгоритма;
4–6 – с учетом работы алгоритма;
1, 4 – давление на выходе их реактора;
2, 5 – давление в аварийном парогенераторе;
3, 6 – давление в рабочем парогенераторе
Анализ возможных алгоритмов управления аварией…
На рис. 4 приведен график зависимости максимальной температуры оболочек твэлов от времени для вариантов 3 и 4, из которого видно, что в результате работы автоматического алгоритма
происходит расхолаживание РУ, максимальное значение температуры оболочки не превышает
начального.
В варианте 3 выброс теплоносителя в течь составляет 75,9 т, а выброс в атмосферу через
БРУ-А аварийного парогенератора, составляет 13,9 т, выброс в ГПК – 14,2 т. В варианте 4 выброс
теплоносителя в течь – 63,5 т, в атмосферу – 13,9 т, а в ГПК – 15,8 т.
В процессе расхолаживания реакторной установки через БРУ-А (рис. 5) рабочего парогенератора происходит потеря котловой воды данного парогенератора. В случае наложения отказа на
дизельгенератор рабочей петли потеря котловой воды соответствующего парогенератора невосполнима. В конечном итоге это может привести к полному осушению парогенератора и полному
прекращению расхолаживания реакторной установки как через БРУ-А, так и через СПОТ. Для
предотвращения подобной ситуации, возможно, нужно ввести соответствующий сигнал на автоматическое прекращение расхолаживания реакторной установки через БРУ-А. Данный автоматический сигнал, например, может срабатывать по уставке по снижению уровня котловой воды или
по снижению давления (температуре насыщения) в парогенераторе до определенной величины.
На основании выше сказанного был рассмотрен вариант 5, в котором, дополнительно к принятому в варианте 4, принято прекращение расхолаживания через БРУ-А рабочего парогенератора
по сигналу достижения температуры насыщения в рабочем парогенераторе 270 С. После достижения данного сигнал БРУ-А работает только в режиме ограничения давления. Расхолаживание
реакторной установки продолжается за счет работы СПОТ рабочего парогенератора. На рис. 6
видно, что реакторная установка расхолаживается. При этом уровень котловой воды выше, чем в
варианте 4 (рис. 7).
G, 300
кг/с
T,360
°C
1
320
1
2
2
200
3
280
4
240
100
200
0
160
0
2000
4000
6000
8000
t,
t, сс
10000
Рис. 4. График зависимости максимальной
температуры оболочки от времени:
1 – отказ одного ДГ;
2 – отказ двух ДГ
0
2000
4000
6000
8000
t, сс
10000
t,
Рис. 5. График зависимости расхода
через БРУ-А ПГ от времени:
1, 2 – отказ одного ДГ; 3, 4 – отказ двух ДГ;
1, 3 – расход через БРУ-А аварийного ПГ;
2, 4 – расход через БРУ-А рабочего ПГ
H,2.4
м
T,360
°C
1
1
2
320
3
280
2
2
1.6
240
0
2000
4000
6000
8000
t,
10000
t, с
с
Рис. 6. График зависимости температуры
в реакторе от времени для варианта 5:
1 – на входе в активную зону;
2 – на выходе из активной зоны
3 – максимальная температура оболочки
1.2
0
2000
4000
6000
8000
10000
t, сс
t,
Рис. 7. График зависимости весового уровня
в рабочем ПГ от времени:
1 – вариант 4;
2 – вариант 5
Анализ возможных алгоритмов управления аварией…
В докладе была рассмотрена возможность использования алгоритма управления аварией
течь из первого контура во второй, предусмотренного в проекте АЭС-2006 для ЛАЭС2, в проекте
РУ ВВЭР-600.
Показано, что данный автоматический алгоритм может быть использован в проекте РУ
ВВЭР-600 с последовательностью срабатывания систем аналогично проекту АЭС-2006 для
ЛАЭС2.
Был рассмотрен вариант автоматического алгоритма с учетом предотвращения возможного
осушения рабочего парогенератора путем введения дополнительного сигнала на прекращение расхолаживания РУ через БРУ-А рабочего парогенератора.
Для внесения изменений в алгоритм управления аварией течь из первого контура во второй
необходимо также рассмотреть и другие исходные события, связанные с истечением теплоносителя первого контура во второй.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Руководство пользователя. Совершенствование специализированного расчетного кода
КОРСАР/ГП в обеспечение проектных расчетов по обоснованию безопасности РУ с
ВВЭР. Сосновый Бор, 2006.