УДК 621.039.76

Возможность подключения неработающего ГЦН при трех работающих  без предварительного снижения мощности реактора блока №5 НВАЭС

1, 2, 3

1- Филиал Росэнергоатом» «Нововоронежская атомная станция» (Нововоронежская АЭС) 396071, Воронежская обл., г. Нововоронеж, Промзона

2 - Национальный Исследовательский Центр  Курчатовский институт 123182,  Москва, пл. Академика Курчатова, д. 1

3 - Московский энергетический институт (Технический университет) 111250, Москва, ул. Красноказарменная, д.14

Аннотация:

В работе рассматривается переходный процесс, связанный с подключением резервной петли к трем работающим с исходного уровня тепловой реактора 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 клапаны системы регулирования турбин 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, допустимой для четырех работающих ГЦН (в расчете принято 104% от номинальной максимально с учетом точности определения и поддержания тепловой мощности реактора) и рабочая группа СУЗ начинает движение вверх. При достижении заданного уровня мощности АРМ прекращает работу и органы СУЗ остаются в том положении которое они занимают в этот момент.

НЕ нашли? Не то? Что вы ищете?

Продемонстрировано выполнение проектных критериев безопасности для принятого сценария переходного режима.

Ключевые слова: энергоблок №5 НВ АЭС; автоматический регулятор мощности (реактора); ATHLET/BIPR-VVER, тепловая мощность реактора, аварийная защита реактора, реактивностные аварии, запас до кризиса теплообмена

Рассматриваемый режим входит в раздел «Реактивностные аварии» в отчете по углубленной оценке безопасности энергоблока №5 НВАЭС. Особенностью, характерной для всех реакторов ВВЭР-1000, является наличие азимутальной неравномерности распределения патрубков холодных и горячих ниток петель по периметру корпуса реактора и, в частности, для энергоблока №5 НВАЭС, где  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 (дырчатое днище шахты 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». 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 группах сгруппировано по 23 ТВС, в центральной -13 ТВС. В каждой группе каналы, моделирующие отдельные ТВС, не связаны в поперечном сечении гидравлически (т. к. ТВС реактора 5 блока НВАЭС 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.

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, определялись 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.

Результаты валидации кода ATHLET/BIPR-VVER с использованием аналогичной схемы для реакторных установок В-320 на экспериментальных данных, полученных при пусконаладочных работах на мощности от 10% до 100%, можно найти, например, в работах [3-7].

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 в соответствии с требованиями эксплуатационной документации находятся в открытом состоянии. Величина тепловой мощности реактора до начала переходного процесса составляет, с учетом точности ее определения и поддержания, 70% от номинального значения. 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 1 контура;

- 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 клапаны системы автоматического регулирования турбин не меняют своего положения.

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 ОАО«ОКБ ГИДРОПРЕСС с учетом отклонения в меньшую сторону на 2 сигмы. Расчетные значения коэффициентов теплоотдачи были уменьшены на 10%, что способствовало консерватизму расчетных результатов при определении температуры оболочки твэл.

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. 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 рисунках 4-10. Хронология основных событий отражена в таблице 1 с учетом погрешности и инерционности измеряемых параметров.

В исходном состоянии в петле №2, с отключенным ГЦН, имеется обратный ток теплоносителя. 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.

Изменение расхода теплоносителя и температуры горячих и холодных ниток петель после включения в работу ГЦН-2 представлено на рисунке 4.

В результате 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 5), 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 (рисунок 4), которая была в этот момент. Фактически к этому же моменту достигли своих экстремальных значений и стали снижаться мощность реактора, горячего твэл и твэг, т. к. исчерпался потенциал роста мощности за счет обратных связей от снижения температуры теплоносителя на входе в зону. Полный рост мощности по сравнению с исходным составил в пике около 50%, достигнув 105% от номинального значения (рисунок 6). Примерно на 72% подросли мощности горячих твэл и твэг. Графики изменения максимальной линейной мощности, температуры топлива, температуры оболочки  и запаса до кризиса для максимально напряженного твэл приведены на рисунке 7. Экстремальные значения основных параметров и характеристик процесса даны  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.

Увеличение подводимой к ПГ №2 мощности вызывает увеличение расхода пара из этого ПГ и приводит к повышению паросодержания в объеме пароводяной смеси, что отражается на поведении уровня по малому уровнемеру (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 8).

Увеличение температуры теплоносителя 1 контура, как следствие роста  мощности, приводят к росту уровня в КД и увеличению давления в первом контуре (рисунок 9). 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 9). 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). Срабатывание ИПУ КД приводит к снижению давления 1 контура, и в условиях практически постоянной температуры теплоносителя, к уменьшению плотности теплоносителя (рисунок 5), что вызывает уменьшение мощности (рисунок 6) за счет положительного плотностного коэффициента реактивности.

Рост температуры первого контура приводит к росту температуры и давления во втором (рисунок 10). Однако давление второго контура не достигло уставок открытия предохранительных клапанов парогенераторов.

Выполнение проектных критериев безопасности продемонстрировано в таблице 3. Необходимо отметить, что в соответствии с проектными требованиями, для данного режима не должен превышаться максимальный проектный предел повреждения твэл. Выполненные расчеты показывают, что в рассматриваемом режиме сохраняется достаточный запас до кризиса теплообмена и повреждения твэл не происходит.

Список литературы

G. Lerchl, H. Austregesilo, ATHLET Mod2.2 Cycle B, User’s Manual, GRS 2011. 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. 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. 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. I Trostel, G. Hegyi, A. Keresztъri, 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 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

Подписи к рисункам

Рисунок 1. Реактор 5-ого блока Нововоронежской АЭС с деталями и сечениями внутриреакторного пространства.

Рисунок 2. Нодализационная схема  внутриреакторного объема. Вверху – нижняя камера смешения в области входных патрубков и  опускной участок  Внизу – схема объектов моделирования внутриреакторных объектов от днища до крышки реактора.

Рисунок 3. Схема расчетного моделирования первой петли первого контура и части внутриреакторного пространства

Рисунок 4 – Расход теплоносителя по петлям на входе в реактор (вверху)  и температура теплоносителя в начале процесса в холодных нитках петель (1,2,3,4) на

входе в реактор (слева) и в горячих нитках (справа) на выходе из реактора

Рисунок 5 – Положение стержней СУЗ от низа активной зоны (слева), средне параметры активной зоны (справа): 1 - температура теплоносителя, 2-температура топлива, 3-плотность теплоносителя, (начало процесса)

Рисунок 6 - Относительная мощность реактора

Рисунок 7 – Максимальная линейная мощность (вверху слева)  и температура топлива по высоте в центре (вверху справа), температура оболочки (внизу слева) и запас до кризиса внизу (справа) для максимально напряженного твэл, (начало процесса)

Рисунок 8 – Расход питательной воды  (вверху слева) на входе в парогенераторы и расход пара (вверху справа) из парогенераторов, изменение уровня в парогенераторах по большому (внизу слева) и малому (внизу справа) уровнемерам, (начало процесса)

Рисунок 9 – Текущий уровень в КД(1), номинальный уровень в КД для данной мощности(2) (вверху слева), расход в системе КД: 1-контрольны клапан, 2-рабочий клапан, 3-впрыск; давление над активной зоной реактора (внизу)

Рисунок 10 – Давление на выходе парогенераторов (1,2,3,4) и в ГПК (5) (слева),  расход насосов питательно воды (справа), начало процесса

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

Ввод новой уставки по уровню мощности, допустимой для 4-х работающих ГЦН

16

Минимум температуры теплоносителя на входе в реактор для петли №2

Следствие переходного процесса

17,4

Остановка рабочей группы СУЗ, прекращение работы АРМ.

Достигнут уровень мощности, соответствующий работе четырех ГЦН.

17,42

Достижение максимальной мощности реакатора

Следствие переходного процесса

20 (+10)

Сигнал на отключение ГЦН №2

Отклонение уровня по малому уровнемеру от номинального значения в ПГ№2 более чем на 215 (200+15) мм с учетом инерционности (10с). По условию пропускается

33

Первый сигнал АЗ по превышению давления в первом контуре.

Уставка АЗ 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 расчета


Таблица 2 – Экстремальные значения основных параметров, характеризующих охлаждение активной зоны реактора

Наименование параметра

Значение

время достижения (с)

Максимальное значение тепловой мощность реактора (Вт)

3.153E+09

1.740E+01

Максимальное значение относительной тепловой мощности реактора (% от номинальной)

1.051E+02

1.740E+01

Максимальное значение мощности горячего твэл, (Вт)

1.424E+05

1.740E+01

Максимальная линейная мощность твэл реактора, Вт/см

4.698E+02

1.740E+01

Температура топлива в горячем канале (твэл), (0 С)

Максимальное значение/слой

1.843E+03/10

1.986E+01

Энтальпия топлива в горячем канале (твэл), (Дж/кг)

Максимальное значение/слой

5.324E+02/10

1.986E+01

Температура оболочки в горячем канале (твэл), (0 С)

Максимальное значение/слой

3.532E+02/10

1.342E+02

Запас до кризиса в горячем канале (твэл)

Минимальное значение/слой

1.786E+00/ 3

1.986E+01

Максимальное значение мощности горячего твэг, (Вт)

1.142E+05

1.740E+01

Температура топлива в горячем канале (твэг), (0 С)

Максимальное значение/слой

1.634E+03/10

2.134E+01

Энтальпия топлива в горячем канале (твэг), (Дж/кг)

Максимальное значение/слой

4.790E+02/10

2.134E+01

Температура оболочки в горячем канале (твэг), (0 С)

Максимальное значение/слой

3.481E+02/10

1.342E+02

Запас до кризиса в горячем канале (твэг)

Минимальное значение/слой

2.889E+00/ 3

1.986E+01

Таблица 3 – Выполнение  проектных критериев оценки безопасности

Критерий оценки безопасности

Достигнутая величина

топливные  таблетки  не  плавятся  даже  локально  (температура  топлива принимается равной 2540 °C для «выгоревшего» топлива и 2840 °C для «свежего» топлива;

  1843 0С

максимальное  давление  первого  контура  не  должно  превышать  110%  от расчетного, то есть,  19,4 МПа;

  18,99 МПа

максимальное  давление  второго  контура  не  должно  превышать  110%  от расчетного, то есть, 8,6 МПа;

  6,813 МПа

непревышение максимального проектного предела повреждения твэла

минимальный запас до кризиса теплообмена на наиболее горячем

    твэл - 2.286; твэг - 1.142

средняя радиальная энтальпия топлива не превышает 830 Дж/г для выгоревшего топлива и 963 Дж/г для «свежего» топлива

  532,4 Дж/г


Рисунок 1. Реактор 5-ого блока Нововоронежской АЭС с деталями и сечениями внутриреакторного пространства.

Рисунок 2. Нодализационная схема  внутриреакторного объема. Вверху – нижняя камера смешения в области входных патрубков и  опускной участок  Внизу – схема объектов моделирования внутриреакторных объектов от днища до крышки реактора.

Рисунок 3. Схема расчетного моделирования первой петли первого контура и части внутриреакторного пространства