ОБОСНОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ РЕЖИМА ПОДКЛЮЧЕНИЯ НЕРАБОТАЮЩЕЙ ПЕТЛИ БЕЗ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СНИЖЕНИЯ МОЩНОСТИ НА БЛОКЕ №5 НВАЭС
филиал Росэнергоатом» «Нововоронежская атомная станция»
Национальный Исследовательский Центр Курчатовский институт
В работе рассматривается переходный процесс, связанный с подключением резервной петли к трем работающим с исходного уровня мощности, равного 70 % от номинальной, без предварительного её снижения до 30 % от номинальной, как того требует технологический регламент безопасной эксплуатации энергоблока.
Предполагается отказ в работе следующих систем нормальной эксплуатации: ПЗ-1, ПЗ-2, всех БРУ-К, злектронагревателей КД, системы впрыска в КД, системы подпитки/продувки первого контура, блокировки на отключение ГЦН по факту повышения уровня в ПГ. Кроме того, предполагается, что в ходе переходного процесса регуляторы ЭГСР будут находиться в том положении, которое было к моменту появления исходного события, вплоть до формирования сигнала на принудительное закрытие стопорных клапанов турбины. Пропускается первый сигнал на срабатывание АЗ. Принят отказ всех БРУ-А.
Дополнительно к отказам оборудования в момент включения ГЦН оператор ошибочно вводит новую уставку по поддержанию мощности в 104% от номинала (максимально разрешенная мощность с учетом всех отклонений при работе четырех ГЦН) и рабочая группа СУЗ начинает движение вверх. При достижении мощностью установленного уровня АРМ прекращает работу и органы СУЗ остаются в том положении которое они занимают в этот момент.
Продемонстрировано выполнение проектных критериев безопасности для принятого сценария переходного режима.
Расчеты выполнялись по системному коду ATHLET/BIPR-VVER с моделированием оборудования первого и второго контура и пространственным моделированием гидродинамики и нейтронной кинетики в активной зоне.
Рассматриваемый режим входит в раздел «Реактивностные аварии» для отчета по углубленной оценке безопасности энергоблока №5 НВАЭС. Особенностью контура циркуляции первого контура данного энергоблока является наличие ГЗЗ на горячих и холодных петлях (это первый энергоблок из серии ВЭР-1000). В рассматриваемом сценарии предполагается полностью открытое состояние на петле с отключенным ГЦН. Другой особенностью, характерной для всех реакторов ВВЭР-1000, является наличие азимутальной неравномерности распределения патрубков холодных и горячих ниток петель по периметру корпуса реактора ВВЭР-1000, в частности для энергоблока №5 НВАЭС угол между четвертым и первым, а также между вторым и третьим патрубками составляет 125°, а между первым и вторым, а также между третьим и четвертым патрубками ‑ 55°; первый патрубок расположен вверху справа, остальные по часовой стрелке (рисунок 1). На этом же рисунке показаны еще некоторые фрагменты реактора (наличие дырчатого днища корзины реактора, двойное дырчатое кольцо перед выходными патрубками, трех уровневый блок защитных труб), учет которых обязателен при моделировании для получения правильной не только качественной, но и количественной картины явно несимметричного рассматриваемого процесса. Для расчетного моделирования использовался программный комплекс ATHLET/BIPR-VVER[1,2]. Этот код является результатом объединения двух программ – тепло-гидравлического кода улучшенной оценки ATHLET[1], разработанного Обществом Безопасности Реакторов (GRS, Германия) и российского кинетического нейтронно-физического кода BIPR8KN, разработанного в Отделе физики Отделения ВВЭР НИЦ «Курчатовский институт». Эти коды, в совокупности и отдельно, используются для анализа различных ситуаций (от стационарных до аварийных, вызванных возможными отказами и отклонением в работе оборудования) на АЭС российского производства, в частности, на АЭС с реакторами ВВЭР. Код ATHLET/BIPR-VVER находится в стадии верификации на основе экспериментальных данных, результатов пуско-наладочных работ РУ с ВВЭР-1000, решения стандартных международных задач.
Детали расчетной схемы для моделирования первого контура энергоблока №5 НВАЭС представлены на рисунках 2 (внутриреакторное пространство) и 3 (первая петля с частью внутриреакторного пространства).
Рассмотрим подробнее описание схемы от начала опускного участка и до нижней плиты блока защитных труб:
- пространство входной камеры реактора, опускной участок и пространство между днищем реактора и дырчатым днищем обечайки шахты активной зоны моделируются шестью геометрически подобными каналами, гидравлически связанными между собой в поперечном направлении. Из этих каналов четыре соединены непосредственно с холодными нитками петель 1, 2, 3 и 4, а два остальных моделируют соответствующие пространства, расположенные между вторым и третьим, а также первым и четвертым опускными участками. Такое разбиение обусловлено азимутальной неравномерностью распределения патрубков холодных и горячих ниток петель по периметру корпуса реактора ВВЭР-1000 блока 5 Нововоронежской АЭС, о чем говорилось выше;
- семь параллельных каналов в подзонном пространстве реактора между дырчатым днищем обечайки и нижней опорной решеткой кассет, связанных между собой гидравлически в поперечном направлении. Геометрические характеристики этих каналов – высота, объем и т. д. определяются в соответствии с последующим разбиением активной зоны на каналы, объединяющие соответствующие группы ТВС;
- семь групп параллельных гидравлических каналов (шесть периферийных и одна центральная), объединяющих 151 параллельный канал в активной зоне реактора – по одному каналу на кассету, при этом на один контрольный объем по гидравлике в кассете приходится один нейтронно-кинетический узел по физике. В периферийных каналах сгруппировано по 23 ТВС, в центральном -13 ТВС. В каждой группе каналы, моделирующие отдельные ТВС, не связаны в поперечном сечении гидравлически (т. к. сборки кассет чехловые и обменом между ними через незначительные отверстия в чехлах можно пренебречь). Общим для каналов каждой групп является только давление на входе (подзонное пространство, описанное в предыдущем абзаце) и выходе (от конца не обогреваемой части кассет до верхней опорной решетки кассет). При расчете трехмерного поля энерговыделений в активной зоне каждая ТВС разбивалась по высоте на 12 частей. Первый и двенадцатый участки входили в зону торцевых отражателей, участки со второго по одиннадцатый приходились на тепловыделяющую часть кассеты.
Остальное разбиение понятно из приводимой схемы.
Расчетная схема второго контура состоит из следующих основных групп элементов:
- система паропроводов от парогенератора до турбины с предохранительными клапанами, БРУ-К, БРУ-А, БЗОК, БРУ-СН, обратными клапанами (примерно около 30 контрольных объемов относительно каждого парогенератора);
- система трубопроводов, начиная от основных насосов питательной воды, вспомогательных и аварийных насосов до парогенератора, включая систему регулирующей и запорной арматуры (около 20 контрольных объемов относительно одного парогенератора);
- внутренний объем парогенератора моделируется шестью связанными между собой элементами, которые позволяют, в свою очередь, моделировать сепаратор, внутреннюю циркуляцию. Область трубчатки парогенератора моделируется семью объемами в вертикальном направлении. Всего для описания ПГ используется 16 контрольных объемов.
Все теплофизические объекты, как по первому, так и по второму контуру снабжены тепловыми структурами там, где они имеют место. Необходимые теплофизические свойства расчетных узлов всех тепловых структур, включая топливо, рассчитывались в зависимости от температуры для каждого расчетного узла. Для топлива, кроме того, учитывалась зависимость теплопроводности от выгорания.
Моделируется управление работой всех необходимых элементов оборудования, которые задействованы в процессе.
Разработана дополнительная система управления, позволяющая на стадии установления стационарного состояния перед началом исследуемого процесса выставить все требуемые для расчета параметры работы оборудования (расходы по петлям, температуры, давления, уровни в парогенераторах и компенсаторе давления и т. д.). После достижения необходимых значений параметров эта система отключается и управление передается моделируемой, реально действующей на блоке СКУ. В момент начала переходного процесса отключаются те системы СКУ, отказ которых предполагается для данного режима.
Организация работы органов СУЗ при выполнении данного расчета моделируется следующим образом. Группы СУЗ (без застрявшего кластера при срабатывании АЗ) с – 1 ой по 13 сведены в одну группу – 1. Застрявший кластер при возможном срабатывании АЗ (в кассете 55) оставляет группу 2. Рабочая группа без кластера, который входит в нее, но может рассматриваться самостоятельно – 3-я группа. Самостоятельный кластер рабочей группы (в кассете 27) представляет 4 расчетную группу.
Описание и опыт использования кода ATHLET/BIPR-VVER можно найти, например, в работах [2-18], а аналогичная схема для реакторных установок В-320 прошла успешную валидацию на экспериментальных данных, полученных при пусконаладочных работах на мощности от 10% до 100%, что показано в работах [6,9,11,13-15,17,18]
Рассматривается переходный процесс, связанный с подключением неработающей петли при трех работающих ГЦН из четырех без предварительного снижения мощности до 30% от номинальной. ГЗЗ на холодной и горячей нитках подключаемой петли находятся в открытом состоянии. Величина мощности до начала переходного процесса составляет, с учетом всех неопределенностей и точности ее поддержания АРМ, 70% от номинального значения (с учетом отклонений в большую сторону от принятого значения для трех работающих ГЦН). Нейтронно-физические характеристики активной зоны соответствуют концу 27 кампании. Этот период характеризуется максимальным значением температуры повторной критичности и максимальными, по абсолютной величине, отрицательными значениями коэффициентов реактивности по температуре топлива и теплоносителя. К концу кампании коэффициент реактивности по температуре теплоносителя, оставаясь отрицательным, увеличивается по модулю почти на 100%, а коэффициент реактивности по температуре топлива возрастает по модулю (отрицательный по величине) примерно на 10%, что увеличивает консервативность рассматриваемого процесса по сравнению с другими периодами кампании.
Критическое состояние активной зоны устанавливается подбором концентрации борной кислоты при фиксированном положении рабочей группы, которая находится на высоте 70%.
По условиям проведения данного расчета предполагается отказ в работе следующих систем нормальной эксплуатации:
- ПЗ-1, ПЗ-2, УРБ;
- БРУ-К на всех паровых линиях от ПГ;
- Электронагреватели КД;
- Система впрыска в КД;
- Подпитка/продувка;
- Блокировки на отключение ГЦН по повышению уровня в ПГ в момент включения ГЦН.
Дополнительно к отказам систем нормальной эксплуатации постулируются отказы следующих систем безопасности:
- Контрольного предохранительного клапана КД;
- Контрольных предохранительных клапанов всех парогенераторов;
- Всех БРУ-А.
Анализ выполняется с учетом принципа диверситета АЗ (первый сигнал на срабатывание АЗ пропускается, срабатывание АЗ происходит по второму сигналу).
Предполагается, что в ходе переходного процесса регуляторы ЭГСР не воздействуют на положение регулирующих клапанов турбин.
В качестве ошибочных действий персонала предполагается:
- выставление уставки на срабатывание АЗ по величине нейтронной мощности на уровне 107 % от номинальной;
- ввод оператором на пульте АРМ, сразу же после включения ГЦН, новой уставки заданной мощности реактора, разрешенной при четырех работающих ГЦН (в расчете консервативно принято 104% от номинальной с учетом погрешностей измерения и точности регулирования).
В расчетном сценарии принято, что после достижения мощности реактора 104% от номинальной, АРМ отключается от схемы управления ОР СУЗ.
Для расчета кризиса теплоотдачи используется формула ОКБ ГИДРОПРЕСС с учетом 95% вероятности его возникновения при 95% доверительном уровне. Расчетные значения коэффициентов теплоотдачи были уменьшены на 10%, что увеличило консерватизм рассматриваемого процесса.
Для выбора максимально нагруженной кассеты в пиковой нагрузке был проведен предварительный расчет без выделения горячего твэл и твэг. Этот расчет показал, что в момент пиковой нагрузки максимальное энерговыделение достигается в ТВС № 54 (Рисунок 4). Для дальнейшего анализа именно в этой ТВС выделены горячий твэл и твэг с максимальной линейной нагрузкой в 318 Вт/см и 255 Вт/см, соответственно, для исходной мощности реактора (70% от номинала) при трех работающих насосах.
Результаты расчета переходного режима подключения ГЦН №2 при трех работающих других ГЦН представлены на рисункахХронология основных событий отражена в таблице 1 с учетом погрешности и инерционности измеряемых параметров. Следует отметить, что результаты, приведенные на рисунке 5, практически не изменились от того, что в 54 кассете были выделены горячий твэл и твэг, т. к. их вклад в общее энерговыделение кассеты чрезвычайно мал, даже с учетом отличия их мощности от мощности средних твэл и твэг в этой кассете.
В исходном состоянии в петле №2, с отключенным ГЦН, имеется обратный ток теплоносителя (рисунок 12). Это приводит к тому, что в выходную камеру реактора с горячим теплоносителем попадает холодный теплоноситель отключенной петли, который снижает температуру у смежных с ним горячих петель, в данном случае, у петель №1 и №3. При этом, в силу асимметрии расположения петель, о чем говорилось выше, большее влияние оказывается на петлю №1 (рисунок 13). Практически никакого влияния входящий холодный поток не оказывает на петлю №4, самую дальнюю от петли №2. Все это является причиной того, что на входе в реактор имеется разница в температурах теплоносителя в холодных петлях (рисунок 13) и поле температур на входе в активную зону, сформировавшись лишь потоками из трех работающих петель, имеет довольно несимметричную картину с максимальной разницей температур в 2,61оС (рисунок 7). Выше говорилось, что большему влиянию холодного потока петли №2 с обратным током, подвержена горячая нитка петли №1 и, в меньшей мере, петли №4. На рисунке 7 ясно видно, что самым холодным является сектор петли №1, на который довольно слабо оказывается влияние петля №4, далее (по мере повышения температуры) идет сектор петли №2, температура которого формируется слиянием потоков петли №1 (в большей мере в силу ее близости) и петли №3, потом идет сектор между петлями № 2 и 3, с меньшим влиянием петли №1 и большим петли №3, затем сектор самой петли №3 с минимальным влиянием петли №4, далее следует максимально горячий сектор петли №4 и сектор между петлями № 4 и 1, температура которого формируется в большей степени петлей №4 с незначительным влиянием петли №1. Центральный сектор формируется потоками от всех петель и, судя по его температуре, большее влияние на него оказывают потоки из петель №1 и 3. Если говорить об общей картине поля температур на входе в активную зону, то она характеризуется тремя выраженными областями с резкими температурными границами: 1 – это область влияния петли №1 (сектор петель №1 и 2), 2 –область влияния петли №3 (сектор петли №3 и промежуточный сектор между петлями №2 и 3), 3 – область влияния петли №4 (сектор петли №4 и промежуточный сектор между петлями №4 и 1). Увеличение температуры идет по часовой стрелке от первой области до третьей. Вся эта температурная картина довольно понятна физически и вполне описывается используемой моделью внутриреакторного объема.
После включения в работу ГЦН-2 во время его разворота происходит быстрое снижение температуры и повышение плотности теплоносителя в активной зоне, что в условиях положительного коэффициента реактивности по плотности теплоносителя приводит к быстрому росту мощности реактора.
Дополнительным фактором к росту мощности является движение рабочей группы СУЗ вверх (рисунок 20), обусловленное ошибочными действиями персонала по переходу на новый уровень мощности, соответствующий работе 4-х ГЦН. При достижении уровня мощности в 104% от номинального значения прекращается, в соответствии с принятым сценарием, действие АРМ на ОР СУЗ рабочей группы и они остаются на той высоте (таблица 3, рисунок 20), которая была в этот момент. Фактически в этот же момент достигли своих экстремальных значений мощность реактора, горячего твэл и твэг и стали снижаться, т. к. исчерпался потенциал роста мощности за счет обратных связей от снижения температуры теплоносителя на входе в зону. Можно сказать, учитывая скорость теплоносителя в опускном участке и подзонном пространстве, что тот минимум сдвинулся в пределах одной секунды от минимума температуры теплоносителя подключенной петли на входе в реактор (16,01 с, таблица 3). На рисунке 5 представлено распределение мощностей сборок в момент пика полно мощности. Видно, что наибольшая мощность достигнута в 54 сборке. На рисунке 8 дано распределение температур теплоносителя на входе в активную зону в момент пика мощности. Оно характеризуется большой температурной неравномерностью (10,62оС) с самой низкой температурой теплоносителя в секторе второй петли. Полный рост мощности по сравнению с исходным составил в пике около 50%, достигнув 105% от номинального значения. Примерно на 72% подросли мощности горячих твэл и твэг. Все основные экстремальные значения по температурам топлива, оболочки и запасам до кризиса приведены в таблице 2.
С ростом мощности растет температура теплоносителя на выходе и на входе в реактор, что приводит, за счет обратных связей к снижению мощности реактора до некоторого равновесного уровня.
На рисунках 6 и 9 приведены, соответственно, поля мощностей по кассетам и температур на входе в активную зону в конце процесса. Видно практически симметричное распределение параметров, при этом максимальная разница в температурах не превышает 0,39оС.
Увеличение подводимой мощности к ПГ №2 вызывает увеличение расхода пара из этого ПГ (рисунок 17) и приводит к повышению паросодержания в объеме пароводяной смеси, что отражается на поведении уровня по малому уровнемеру (рисунок 16) на начальном этапе переходного процесса после разворота ГЦН-2. Превышение уровня над номинальным по малому уровнемеру свыше 215 мм (215мм=200мм уставка+15мм на точность измерения) должно было привести к отключению ГЦН №2, но по сценарию процесса этот сигнал блокируется. Поддержание уровней в ПГ по малому уровнемеру осуществляется регулировкой расхода питательной воды (рисунок 17).
Увеличение температуры теплоносителя 1 контура, как следствие роста мощности, приводят к росту уровня в КД (рисунок 19) и увеличению давления в первом контуре (рисунок 11). На 33 секунде была превышена уставка на срабатывание АЗ по давлению (давление над активной зоной больше 17,8 =17,7 +0,1 МПа, где 17,7 МПа –номинальное значение блокировки, а 0,1 МПа –неточность в измерении параметра) в первом контуре (рисунок 11). По условию анализа режима, первый сигнал по АЗ пропускается. Давление продолжало расти, что привело к срабатыванию рабочего клапана КД – начало открытия на 134 с (давление над активной зоной больше 18,7(18,6+0,1) МПа), начало закрытия на 136 с (давление меньше 17,7(17,6+0,1) МПа) (рисунок 19). Срабатывание ИПУ КД приводит к снижению давления 1 контура (рисунок 11), и в условиях практически постоянной температуры теплоносителя, к уменьшению плотности теплоносителя (рисунок 20), что вызывает уменьшение мощности (рисунок 10) за счет положительного плотностного коэффициента реактивности.
Рост температуры первого контура привел к росту давления во втором (рисунок 17), что связано с отказом в работе ЭГСР (по условию). Однако давление второго контура не дошло до уставок открытия предохранительных клапанов парогенераторов.
Поведение в ходе переходного процесса основных характеристик наиболее напряженного твэл приведено на рисунках 14, 15.
Определение выполнения проектных критериев оценки безопасности для данного процесса представлено в таблице 2, в основу которой легли данные из таблицы 3, согласно которой все проектные критерии оценки безопасности выполняются.
Таблица 1 – Последовательность событий
Время, с | Событие | Причина события |
0,0 | Начало процесса, подключение ГЦН №2, переключение уставки мощности на 104% | Условие режима |
0,0 | Начало движения рабочей группы СУЗ | Переход на новую мощность в связи с подключением ранее неработающего ГЦН |
16 | Минимум температуры теплоносителя на входе в реактор для петли №2 | |
17,4 | Остановка рабочей группы СУЗ, прекращение работы РОМ. | Достигнут уровень мощности, соответствующий работе четырех ГЦН. |
17,42 | Достижение максимальной мощности установки | |
20 (+10) | Сигнал на отключение ГЦН №2 | Отклонение уровня по малому уровнемеру от номинального значения в ПГ№2 более чем на +15) мм с учетом инерционности (10с). По условию пропускается |
33 | Первый сигнал АЗ-1 по превышению давления в первом контуре. | Уставка АЗ-1 по давлению на выходе из реактора 17,8 (17,7+0,1) МПа. По условию пропускается |
134 | Открытие рабочего клапана КД | Уставка на открытие рабочего клапана КД 18,7 (18,6+01) МПа |
136 | Закрытие рабочего клапана КД | Уставка на закрытие рабочего клапана КД 17,7 (17,6+01) МПа |
1800 | Окончание процеса |
Таблица 2 – Выполнение проектных критериев оценки безопасности
Критерий оценки безопасности | Достигнутая величина |
б) топливные таблетки не плавятся даже локально (температура топлива принимается равной 2540 °C для «выгоревшего» топлива и 2840 °C для «свежего» топлива; | 1843 0С |
в) максимальное давление первого контура не должно превышать 110% от расчетного, то есть, 19,4 МПа; | 18,99 МПа |
г) максимальное давление второго контура не должно превышать 110% от расчетного, то есть, 8,6 МПа; | 6,813 МПа |
ж) средняя радиальная энтальпия топлива не превышает 830 Дж/г для выгоревшего топлива и 963 Дж/г для «свежего» топлива | 532,4 Дж/г |
Таблица 3 – Экстремальные характеристики реакторной установки
Тепловая мощность реактора (Вт)
Максимальное значение/время достижения….....E+09/ 1.740E+01
Относительная тепловая мощность реактора (Вт)
Максимальное значение/время достижения….....E+00/ 1.740E+01
Положение рабочей группы СУЗ (%)
Максимальное значение/время достижения….....E+01/ 1.740E+01
Минимальное значение/время достижения…......E+01/-2.084E-01
Мощность горячего твэл, (Вт)
Максимальное значение/время достижения….....E+05/ 1.740E+01
Минимальное значение/время достижения…......E+04/ 0.000E+00
Максимальная линейная мощность твэл реактора, Вт/см
Максимальное значение/время достижения….....E+02/ 1.740E+01
Минимальное значение/время достижения…......E+02/ 0.000E+00
Температура топлива в горячем канале(твэл), (гр. С)
Максимальное значение/слой/время достижения… 1.843E+03/10/ 1.986E+01
Минимальное значение/слой/время достижения…. 7.926E+02/11/ 0.000E+00
Энтальпия топлива в горячем канале(твэл), (Дж/кг)
Максимальное значение/слой/время достижения… 5.324E+02/10/ 1.986E+01
Минимальное значение/слой/время достижения…. 2.808E+02/11/ 0.000E+00
Температура оболочки в горячем канале(твэл), (гр. С)
Максимальное значение/слой/время достижения… 3.532E+02/10/ 1.342E+02
Минимальное значение/слой/время достижения…. 3.070E+02/ 2/ 1.740E+01
Запас до кризиса в горячем канале(твэл)
Минимальное значение/слой/время достижения…. 2.286E+00/ 3/ 1.986E+01
Мощность горячего твэг, (Вт)
Максимальное значение/время достижения….....E+05/ 1.740E+01
Минимальное значение/время достижения…......E+04/ 0.000E+00
Температура топлива в горячем канале(твэг), (гр. С)
Максимальное значение/слой/время достижения… 1.634E+03/10/ 2.134E+01
Минимальное значение/слой/время достижения…. 7.491E+02/11/ 0.000E+00
Энтальпия топлива в горячем канале(твэг), (Дж/кг)
Максимальное значение/слой/время достижения… 4.790E+02/10/ 2.134E+01
Минимальное значение/слой/время достижения…. 2.703E+02/11/ 0.000E+00
Температура оболочки в горячем канале(твэг), (гр. С)
Максимальное значение/слой/время достижения… 3.481E+02/10/ 1.342E+02
Минимальное значение/слой/время достижения…. 3.020E+02/ 2/ 1.740E+01
Запас до кризиса в горячем канале(твэг)
Минимальное значение/слой/время достижения…. 2.889E+00/ 3/ 1.986E+01
Температура теплоносителя, 2-ая петля, вход в реактор(гр. С)
Максимальное значение/время достижения….....E+02/ 6.332E+01
Минимальное значение/время достижения…......E+02/ 1.601E+01
Давление на напоре ГЦН 1 (Па)
Максимальное значение/время достижения….....E+07/ 1.342E+02
Минимальное значение/время достижения…......E+07/ 0.000E+00
Давление на напоре ГЦН 2 (Па)
Максимальное значение/время достижения….....E+07/ 1.342E+02
Минимальное значение/время достижения…......E+07/-1.071E-01
Давление на напоре ГЦН 3 (Па)
Максимальное значение/время достижения….....E+07/ 1.342E+02
Минимальное значение/время достижения…......E+07/ 0.000E+00
Давление на напоре ГЦН 4 (Па)
Максимальное значение/время достижения….....E+07/ 1.342E+02
Минимальное значение/время достижения…......E+07/ 0.000E+00
Давление в паровом коллекторе ПГ 1 (Па)
Максимальное значение/время достижения….....E+06/ 1.362E+02
Минимальное значение/время достижения…......E+06/ 1.210E+00
Давление в паровом коллекторе ПГ 2 (Па)
Максимальное значение/время достижения….....E+06/ 1.362E+02
Минимальное значение/время достижения…......E+06/ 8.255E+00
Давление в паровом коллекторе ПГ 3 (Па)
Максимальное значение/время достижения….....E+06/ 1.362E+02
Минимальное значение/время достижения…......E+06/ 1.210E+00
Давление в паровом коллекторе ПГ 4 (Па)
Максимальное значение/время достижения….....E+06/ 1.362E+02
Минимальное значение/время достижения…......E+06/ 1.210E+00
Рисунок 1. Реактор 5-ого блока Нововоронежской АЭС с деталями и сечениями внутриреакторного пространства.
Рисунок 2. Схема расчетного моделирования внутриреакторного объема. Слева нижняя камера смешения и опускной участок. Справа – схема объектов моделирования от днища до крышки реактора.
Рисунок 3. Схема расчетного моделирования первой петли первого контура и части внутриреакторного пространства
199
.00 .000
.00 .000
.88 .00
..9 100
.04 105 .
..4 1.4 5
.10 117 100
..3 3.5 200
184
.15 173 119 .000
..4 3.1 3.9 .000
.09 .15 172 .
..5 4.2 3.0 1
99 180
.09 128 114 1
..8 1.6 3.5 1
8793
.67 .63 120 1
..2 4.9 1.4 1
7480
.16 122 .20 1
..4 3.3 4.4 2
6268
.64 .57 120 1
..1 4.9 1.5 1
4954 55 56
.10 127 11.27 1.14 1.29 .
..5 1.7 318.1 36.8 17.5 4
3743
.10 .89 166 .
..8 4.1 3.0 1
2631
.15 157 11.28 .
..5 3.6 317.5 1
16166
.10 114 100
..4 3.6 200
9
.02 103 .
..5 1.5 5
.67 .00
..0 100
156 номер сборки
.00 .000 относительная мощность
.00 .000 выгорание MВ*сутки/TU
Рисунок 4– Распределение по кассетам относительной мощности и выгораний перед началом процесса. Полная мощность реактора: N= 2.1013E+03 МВт.
№ сборки
0.0.442 Относительная мощность
9.6 9.234 Абсолютная мощность
0.0.0.414
8.3 18.1 8.646
0.1.1.0.454
9.2 22.0 22.7 9.471
Loop4 Loop1
0.1.0.1.
17.1 22.1 19.1 25.
0.0.0.1.
17.3 19.1 18.5 22.7
0.1.1.1.0.470
9.5 25.1 25.9 26.2 9.809
8894
0.0.0.0.
20.3 18.2 19.9 20.8
7581 82
0.0.1.1.0.460
8.4 20.9 24.9 22.7 9.610
6369
0.0.0.1.
20.2 18.6 20.7 22.5
5054
0.1.1.1.467 1.
9.7 26.5 27.9 30.633 26.1
3844
0.0.0.1.
17.5 20.9 19.0 26.0
Loop327Loop2
0.1.1.1.
17.1 24.7 21.2 30.
17
0.1.1.0.548
9.5 24.7 26.1 11.440
0.0.0.489
9.9 20.4 10.218
0.0.501
10.8 10.468
Рисунок 5– Распределение по кассетам относительной и абсолютной мощности (МВт) на пике мощности (t=17.4 c). Полная мощность реактора: N= 3.153E+03 МВт.
№ сборки
0.0.473 Относительная мощность
8.3 8.087 Абсолютная мощность
0.0.0.439
7.2 16.7 7.503
0.1.1.0.473
8.9 20.2 20.1 8.081
Loop4 Loop1
0.1.0.1.
15.3 20.8 17.6 21.
0.0.0.1.
15.5 16.0 16.1 19.8
0.1.1.1.0.472
8.2 22.2 22.5 22.3 8.077
8894
1.0.0.0.
17.6 15.7 16.7 16.4
7581 82
0.1.1.1.0.438
7.0 17.7 20.3 17.5 7.489
6369
1.0.0.1.
17.0 15.9 16.0 17.3
5054
0.1.1.1.317 1.
8.3 22.6 21.2 22.517 19.
3844
0.0.0.1.
15.0 16.4 15.6 19.2
Loop327Loop2
0.1.0.1.
15.2 19.2 16.2 21.
17
0.1.1.0.466
7.8 19.1 19.8 7.976
0.0.0.426
7.7 15.1 7.285
0.0.452
7.3 7.733
Рисунок 6 – Распределение по кассетам относительной и абсолютной мощности (МВт) в конце процесса. Полная мощность реактора: N= 2.582E+03 Мвт.
№ сбрки
2882 288.12 Температура (С0)
2882 2882 288.12
2882 2882 2889 286.29
Loop4 Loop1
2882 2882 2889 286
2882 2882 2889 2869
2882 2882 2879 2869 286.29
8894
2882 2889 2879 2869
7581 82
2878 2879 2879 2869 286.29
6369
2878 2879 2879 2869
5056 57
2878 2876 2879 2869 286.39
3844
2878 2876 2879 2869
Loop327Loop2
2878 2876 2879 286
17
2876 2876 2879 286.39
2876 2876 286.39
2876 287.56
________________________________________________________________
| NAME OF CALC. | MEAN | MAXIMUM | MINIMUM |MIN.-MAX.|
| OR EXPERIMENT |VALUE© |VALUE© |VALUE© |VALUE© |
_______________________________________________________
| time=0.00 s | 287.53 | 288.95 | 286.34 | 2.61 |
_______________________________________________________
Рисунок 7 – Распределение температур теплоносителя на входе в кассеты перед началом процесса. Схематически показаны места подсоединения петель(Loop) к реактору. Loop2 – подключаемая петля.
№ сбрки
2887 288.37 Температура (С0)
2887 2887 288.37
2885 2887 2885 287.85
Loop4 Loop1
2885 2887 2885 287
2885 2887 2885 2875
2885 2885 2855 2875 287.85
8894
2885 2880 2855 2875
7581 82
2881 2880 2855 2875 287.85
6369
2881 2880 2853 2783
5056 57
2881 2880 2853 2783 278.23
3844
2881 2880 2833 2783
Loop327Loop2
2881 2830 2833 278
17
2880 2830 2833 278.23
2830 2830 278.23
2830 283.40
________________________________________________________________
| NAME OF CALC. | MEAN | MAXIMUM | MINIMUM |MIN.-MAX.|
| OR EXPERIMENT |VALUE© |VALUE© |VALUE© |VALUE© |
________________________________________________________
| time=17.40 s | 285.80 | 288.85 | 278.23 | 10.62 |
________________________________________________________
Рисунок 8– Распределение температур теплоносителя на входе в кассеты на пике мощности (=17.40 сек.). Схематически показаны места подсоединения петель(Loop) к реактору. Loop2 – подключаемая петля.
№ сбрки
2931 293.11 Температура (С0)
2931 2931 293.11
2930 2931 2933 293.03
Loop4 Loop1
2930 2931 2933 293
2930 2931 2933 2933
2930 2930 2923 2933 293.03
8894
2930 2936 2923 2933
7581 82
2921 2926 2923 2933 293.03
6369
2921 2926 2923 2923
5056 57
2921 2921 2923 2923 292.83
3844
2921 2921 2923 2923
Loop327Loop2
2921 2921 2923 292
17
2921 2921 2923 292.83
2921 2921 292.83
2921 292.81
| NAME OF CALC. | MEAN | MAXIMUM | MINIMUM |MIN.-MAX.|
| |VALUE© |VALUE© |VALUE© |VALUE© |
_______________________________________________________
| time=1800.0 s | 292.97 | 293.20 | 292.81 | 0.39 |
_______________________________________________________
Рисунок 9 Пр.2.2.1.1.4.6 – Распределение температур теплоносителя на входе в кассеты в конце процесса. Схематически показаны места подсоединения петель(Loop) к реактору.
Loop2 – подключаемая петля.
Рисунок 10 -Относительная мощность реактора
Рисунок 11 –Давление над активной зоной реактора
Рисунок 12 – Расход теплоносителя по холодным петлям (1,2,3,4) на входе в реактор
Рисунок 13 - Температура теплоносителя по холодным петлям (1,2,3,4) на входе в реактор (слева) и по горячим ниткам (справа) на выходе из реактора, (начало процесса)
Рисунок 14 – Максимальная линейная мощность (слева) и температура топлива по высоте в центре (справа) для максимально нагруженного твэл, (начало процесса)
Рисунок 15 – Температура оболочки (слева) и запас до кризиса (справа) для максимально напряженного твэл, (начало процесса)
Рисунок 16 – Изменение уровня в парогенераторах по большому (слева) и малому (справа) уровнемерам, (начало процесса)
Рисунок 17 – Расход питательной воды (слева) на входе в парогенератор и расход пара (справа) из парогенератора, (начало процесса)
Рисунок 18 – Давление на выходе парогенераторов (1,2,3,4) и в ГПК (5) (слева) и расход насосов основной питательной воды (справа), (начало процесса)
Рисунок 19 – Текущий уровень в КД(1), номинальный уровень в КД для данной мощности(2) (слева), расход в системе КД: 1-контрольны клапан, 2-рабочий клапан, 3-впрыск
Рисунок 20 – Положение стержней СУЗ от низа активной зоны (слева), средне параметры активной зоны (справа): 1 - температура теплоносителя, 2-температура топлива, 3-плотность теплоносителя, (начало процесса)
Заключение
Обоснована надежность охлаждения активной зоны и проектных критериев безопасности реактора ВВЭР-1000 (на примере 5 блока Нововоронежской АЭС) в режиме подключения неработающей петли с исходного уровня мощности 70 % от номинальной с дополнительными отказами оборудования и ошибочными действиями персонала. Расчет показал необходимость модернизации алгоритмов узла питания парогенераторов при внедрении режима подключения неработающей петли без предварительного снижения мощности.
Список литературы
1 G. Lerchl, H. Austregesilo, ATHLET Mod2.2 Cycle B, User’s Manual, GRS 2011.
2 S. Langenbuch, K. Velkov, S. Kliem, U. Rohde, M. Lizorkin, G. Hegyi, A. Kereszturi, Development of Coupled Systems of 3D Neutronics and Fluid-Dynamic System Codes and Their Application for Safety Analysis, EUROSAFE-2000, Paris, November, 2000.
3 S. Langenbuch, M. Lizorkin, U. Rohde, K. Velkov, 3D Neutronic Codes coupled with
Thermal-Hydraulic System Codes for PWR, BWR and VVER Reactors. OECD/CSNI
Workshop on Transient Thermal-Hydraulic and Neutronic Codes Requirements, Annapolis,
Md., U. S.A., November 5-8, 1996
4 S. Langenbuch, H. Austregesilo, P. Fomitchenko, U. Rohde, K. Velkov, Interface Requirements to Couple Thermal-Hydraulic Codes to 3D Neutronic Codes. OECD/CSNI Workshop on Transient Thermal-Hydraulic and Neutronic Codes Requirements, Annapolis, Md., U. S.A., November 5-8, 1996
5 S. Danilin, S. Nikonov, M. Lizorkin, The New Solution of the AER Sixth Dynamic Benchmark Problem With ATHLET/BIPR8, Working Group D Meeting, Moscow, Russia, 21-23 May, 2002.
6 S. Nikonov, A. Kotsarev, M. Lizorkin (RRC KI, Russia), 3D Distribution of Coolant Characteristics in the Reactor Pressure Vessel by Coupled Code ATHLET/BIPR8KN, OECD/DOE/CEA VVER-1000 Coolant Transient Benchmark, First Workshop (V1000-CT1), Saclay (Paris), France, 12-13 May, 2003.
7 S. Nikonov, A. Kotsarev, M. Lizorkin (RRC KI, Russia), G. Lerchl (GRS), 3D Modeling of Coolant Characteristics Distribution in the Reactor Pressure Vessel by Coupled Computer Codes ATHLET/ BIPR8KN, International Conf. on Supercomputing in Nuclear Applications, SNA’2003, Paris, France, 22-24 September, 2003.
8 S. Danilin, S. Nikonov, M. Lizorkin, S. Krukov (RRC KI, Russia), Comparative analysis of consistent coast-down of one of four and one of three working main circulation pumps with ATHLET/BIPR8KN and TIGER-1, OECD/DOE/CEA VVER-1000 Coolant Transient Benchmark, First Workshop (V1000-CT1), Saclay (Paris), France, 12-13 May, 2003.
9 S. Mittag, S. Kliem, F. P. Weiss, R. Kyrki-Rajamäki, A. Hämäläinen, S. Langenbuch, S. Danilin, J. Hadek, G. Hegyi, Validation of coupled neutron kinetic/thermal-hydraulic codes, Part 1: Analysis of a VVER-1000 transient (Balakovo-4); Annals of Nuclear Energy,73
10 S. Mittag, S. Kliem, F. P. Weiss, R. Kyrki-Rajamäki, A. Hämäläinen, S. Langenbuch, S. Danilin, J. Hadek, G. Hegyi, Validation of coupled neutron kinetic/thermal-hydraulic codes, Part 2: Analysis of a VVER-440 transient (Loviisa-1); Annals of Nuclear Energy,69
11 K. Ivanov, E. Sartori, E. Royer, S. Langenbuch, K. Velkov, Validation of coupled thermal-hydraulic and neutronics codes in international co-operation, EUROSAFE-2005, Paris, November 2005
12 Nikonov S., Lizorkin M., Langenbuch S., Velkov K., Kinetics and Thermal-Hydraulic Analysis of Asymmetric Transients in a VVER-1000 by the Coupled Code ATHLET-BIPR8KN, 15th Symposium of AER on VVER Reactor Physics and Reactor Safety, Znojmo, Czech Republic, Oct. 3-7, 2005.
13 S. Nikonov, S. Langenbuch, K. Velkov, Flow Mixing Modeling by the System Code ATHLET for a VVER-1000 Reactor Vessel Applied for a Main Steam Line Break Transient, Jahrestagung Kerntechnik (Annual Meeting on Nuclear Technology), Aachen, 16-18 May, 2006.
14 S. P. Nikonov S. Langenbuch, M. S. Lizorkin, K. Velkov, Analyses of the MSLB Benchmark V1000-CT2 by the Coupled System Code ATHLET-BIPR8KN, PHYSOR-2006, Advances in Nuclear Analysis and Simulation, Vancouver, BC, Canada, Sept. 10-14, 2006.
15 Nikonov S., Lizorkin M., Kotsarev A., Langenbuch S., Velkov K., Optimal Nodalization Schemas of VVER-1000 Reactor Pressure Vessel for the Coupled Code ATHLET-BIPR8KN, 16th Symposium of AER on VVER Reactor Physics and Reactor Safety, Bratislava, Sept. 25-29, 2006
16 Nikonov S., Velkov K., Langenbuch S., Lizorkin M.,Development and Application of the Coupled Thermal-Hydraulics and Neutron-Kinetics Code ATHLET/BIPR-VVER for Safety Analysis, EVROSAVE-2006, Paris, November, 2006
17 I Trostel, G. Hegyi, A. Keresztúri, S. Nikonov, Solution of the OECD NEA KALININ-3 Coolant Transient Benchmark Phase 1 Problem by using the ATHLET cod, 19th Symposium of AER on VVER Reactor Physics and Reactor Safety, Varna, Bulgaria, September, 21-25, 2009
18 S. Nikonov, Langenbuch S, K. Velkov, Impact of Modelling Effects, Initial and Boundary Conditions on Performing ATWS Analysis with the Coupled System Code ATHLET/BIPR-VVER, The 13th International Topical Meeting on Nuclear Reactor Thermal Hydraulics (NURETH-13), Kanazawa City, Ishikawa Prefecture, Japan, September 27-October 2, 2009
