CC BY
27Современные подходы к обеспечению безопасной эксплуатации ядерных энергетических установок при отказах основного технологического оборудования
О)
о
см
О Ш
т
X
<
т о х
X
Браславский Юрий Валентинович,
кандидат технических наук, доцент, доцент кафедры «Ядерные энергетические установки» ФГАУ ВО «Севастопольский государственный университет», [email protected]
Матузаев Кирилл Борисович,
кандидат технических наук, доцент, заведующий кафедрой «Ядерные энергетические установки» установки» ФГАОУ ВО «Севастопольский государственный университет», [email protected]
Безопасная эксплуатация ядерных энергетических установок с водо-водяными реакторами, во многом, определяется достаточным количеством теплоносителя, циркулирующего через активную зону для отвода тепла от ядерного топлива. При нормальной эксплуатации эта циркуляция обеспечивается работой главных циркуляционных насосов. В то же время, аварийное отключение одного такого насоса является достаточно частым нарушением. На этот случай в ядерной установке предусмотрены автоматические системы защиты, обеспечивающие снижение мощности реактора и предотвращающие перегрев ядерного топлива. В статье проведены исследования режима отключения одного главного насоса с использованием проектных систем автоматики, а также с использованием дополнительной защиты. Показано, что использование только проектной системы не позволяет обеспечить требуемую равномерность энерговыделения в активной зоне, особенно при работе реактора на повышенной мощности. Также доказано, что использование при рассматриваемом отключении оборудования дополнительной системы - ускоренной предупредительной защиты позволяет получить требуемую равномерность энерговыделения в активной зоне.
Ключевые слова: ядерная энергетическая установка, главный циркуляционный насос, активная зона, энерговыделение, ускоренная предупредительная защита, коэффициент неравномерности.
Введение
При работе водо-водяного реактора на любом уровне мощности для обеспечения теплотехнической надежности активной зоны через нее должен прокачиваться определенный объем теплоносителя (воды). Циркуляция теплоносителя обеспечивается работой главных циркуляционных насосов (ГЦН), нарушения в работе которых могут привести к их отключению и, соответственно, уменьшению количества тепла, отводимого от активной зоны реактора. В свою очередь, это ведет к увеличению температуры теплоносителя в зоне, ее перегреву и к возникновению кризиса теплообмена на поверхностях максимально энергонапряженных тепловыделяющих элементов (ТВЭЛ). Таким образом, теплотехническая надежность активной зоны реактора может быть нарушена, а безопасная эксплуатация всей ядерной энергетической установки (ЯЭУ) окажется под угрозой, т. к. перегрев ядерного топлива совершенно недопустим, и может потребоваться снижение мощности реактора вплоть до его полного останова.
Критерием теплотехнической надежности активной зоны при снижении расхода теплоносителя обычно принимается коэффициент запаса до кризиса теплообмена. Данный коэффициент представляет собой отношение допустимого (критического, рассчитанного по экспериментальным зависимостям) теплового потока к действительному (непосредственно снимаемому с поверхности) для максимально теплонапряжен-ного ТВЭЛ с учетом неравномерностей тепловыделений по высоте активной зоны реактора. Надежность охлаждения ТВЭЛ считается обеспеченной, если наименьшее значение этого коэффициента составляет не менее единицы с учетом разброса экспериментальных данных [1, с. 82-83].
Методика исследований
Для актуальности исследований обычно рассматриваются наиболее консервативные начальные условия и характеристики активной зоны, которые могут быть достигнуты:
- для загрузки ядерного топлива максимального обогащения изотопом урана-235 в конце топливной кампании;
- в случае отравления реактора ксеноном при нахождении области наибольшего тепловыделения в верхней части активной зоны;
- при уменьшении расстояний между некоторыми тепловыделяющими сборками (ТВС) из-за дефектов в дистанционирующих решетках и изгибов топливных кассет.
При четырехпетлевой компоновке реакторной установки, которая наиболее характерна для отечественных ЯЭУ с водо-водяными реакторами (ВВЭР), циркуляция теплоносителя через активную зону обеспечивается работой четырех ГЦН. При этом аварийное отключение одного главного насоса является достаточно частой ситуацией. В этом случае, согласно первоначальному проекту, мощность реактора снижалась при помощи устройства разгрузки и ограничения мощности (РОМ), которое обеспечивает ввод в активную зону твердого поглотителя нейтронов - регулирующей группы органов регулирования системы управления и защиты (ОР СУЗ) с рабочей скоростью (2 см/сек). Снижение мощности осуществляется до величины, соответствующей числу оставшихся в работе насосов. Мощность турбогенератора также снижается ввиду уменьшения паропроизводи-тельности реакторной установки.
Рассматриваемое нарушение нормальной эксплуатации ЯЭУ настолько актуально, что периодически осуществляется анализ теплотехнической надежности охлаждения зоны реактора при отключении одного насоса из четырех работающих (например, из-за потери электроснабжения) [2, с. 116-117]. При этом накладываются дополнительные условия: полный или частичный отказ РОМ, т.е. замедление движения ОР СУЗ. Подобная ситуация ведет к росту температуры воды на выходе из реактора и срабатыванию его аварийной защиты, заключающейся в падении всех ОР СУЗ в активную зону и снижении мощности реактора до уровня остаточных тепловыделений.
Для предотвращения срабатывания аварийной защиты реактора по указанному сигналу в последнее время используется следующий алгоритм разгрузки реактора при отключении одного ГЦН из четырех работающих. Первоначально срабатывает ускоренная предупредительная защита (УПЗ), вызывающая падение одной группы ОР СУЗ в активную зону, после чего РОМ обеспечивает разгрузку реактора до необходимого уровня [3, с. 26-27].
Процессы, происходящие в ядерной установке
Отключение главного насоса в ЯЭУ с ВВЭР-1000 является нарушением нормальной эксплуатации, при котором не срабатывает ава-
рийная защита реактора и не отключается турбогенератор. В этом случае происходит частичная разгрузка энергоблока со снижением тепловой мощности реактора до 2000...2100 МВт, а электрической мощности - до 660.690 МВт.
Первоначально проектная уставка мощности при отключении одного ГЦН на энергоблоке с ВВЭР-1000 составляла 67 %. При этом, как уже упоминалось выше, мощность снижалась при помощи устройства разгрузки и ограничения мощности реактора, которое обеспечивало последовательный ввод в активную зону групп ОР СУЗ, начиная с десятой (регулирующей) до достижения мощности, соответствующей заданной уставке. Например, при частичной потере теп-лосъема из-за отключения одного или двух ГЦН в первом контуре РОМ получает сигнал о значении тепловой мощности в реакторе и сравнивает это значение с уставкой. При превышении мощности уставки более, чем на 2 %, РОМ вступает в действие и снижает мощность. Затем РОМ отключается и вступит в действие, если мощность снова повысится выше уставки на 2 %.
В настоящее время все энергоблоки с ВВЭР-1000 на действующих отечественных атомных электростанциях (АЭС) переведены на 104 % мощности от номинальной или на 3120 МВт (рис. 1). При этом разгрузка энергоблока при отключении одного ГЦН производится до 64 % с использованием ускоренной предупредительной защиты и последующей доразгрузкой РОМ. УПЗ вызывает падение одной группы ОР СУЗ в активную зону по определенным технологическим причинам, в число которых в последнее время входит и отключение одного ГЦН. Ранее при подобном отключении такого сигнала не предусматривалось, в работу включался только РОМ.
Рис. 1. График перевода энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на 104 % от номинальной мощности
Исследование нарушения, обусловленного отключением одного ГЦН
Целью проводимого исследования являлось изучение причин превышения допустимых пре-
X X
о
го А с.
X
го т
о
м о
О)
о
сч
О Ш
m
X
<
m о х
X
делов неравномерности энерговыделения по объему активной зоны ВВЭР-1000 при отключении одного ГЦН. Для этого были поставлены следующие задачи:
- используя модель ядерной установки, провести исследование возможности обеспечения требуемых значений коэффициентов неравномерности энерговыделения в активной зоне при отключении одного ГЦН без срабатывания УПЗ;
- оценить преимущества использования УПЗ при отключении одного ГЦН для обеспечения требуемых значений коэффициентов неравномерности энерговыделения.
Исследования выполнялись при помощи лаборатории «Реакторная физика, управление и безопасная эксплуатация ЯЭУ», установленной в Севастопольском государственном университете. Разработана лаборатория коллективом НИЯУ «Московский инженерно-физический институт».
В настоящее время на всех АЭС с ВВЭР существуют ограничения по неравномерности энерговыделения по объему активной зоны. В каждый момент кампании и для каждого значения интегральной мощности реактора определяются допустимые значения коэффициентов неравномерности по объему зоны: KVlim. По измерениям нейтронного потока с помощью специальных датчиков прямого заряда внутри зоны восстанавливается распределение объемных полей по зоне - Мса1с. Восстановление происходит с помощью штатных программ сопровождения эксплуатации, задействованных в системе внутриреакторного контроля (СВРК). СВРК - система, отвечающая за контроль большего количества параметров в зоне и во всей ЯЭУ, полученных из прямых измерений или из измерений, обработанных специальным образом и с привлечением программного обеспечения. Данная система периодически проверяет выполнение следующего неравенства по объему зоны
max (KVcalc - KVlim) < 0. (1)
В проведенном исследовании при анализе указанной ситуации были рассмотрены несколько вариантов состояния активной зоны перед нарушением (отключением ГЦН) и работы системы группового и индивидуального управления (СГИУ), обеспечивающей перемещение ОР СУЗ. Вариативность исследований обеспечивалась использованием различных значений параметров перехвата ОР СУЗ, различным распределением локальной мощности по активной зоне (коэффициент неравномерности энерговыделения по ТВС максимален в центре или на периферии), а также использованием аппаратуры контроля энерговыделения (АКЭ). Применение указанной аппаратуры обусловлено следующими причинами.
Измерения и контроль нейтронной мощности реактора выполняются при помощи боковых ионизационных камер (БИК), регистрирующих нейтронный поток и расположенных вне активной зоны реактора. В связи с этим, БИК могут регистрировать нейтронный поток только от двух периферийных рядов топливных кассет (по радиусу) и двух-трех ТВС из этих рядов (рис. 2). Поэтому для контроля интегральной мощности активной зоны необходима тарировка показаний БИК по тепловой мощности, определяемой по показаниям датчиков петлевого контроля в 1-ом контуре и датчиков 2-го контура.
Рис. 2. Схематическое изображение фрагмента периферии активной зоны ВВЭР-1000 и угла видимости нейтронов деления из указанной на рисунке БИК
Если бы при любом изменении характеристик активной зоны распределение нейтронов деления в пространстве оставалось постоянным, а изменялось бы только их общее количество в зоне, то показания ионизационных камер после однократной тарировки регистрировали интегральную нейтронную мощность зоны с достаточной степенью точности. Однако в реальных условиях ситуация несколько иная.
Например, если центральная группа ОР СУЗ опускается, это приводит к росту относительной мощности периферийных кассет, что частично компенсирует уменьшение нейтронного потока в активной зоне. В этом случае мощность активной зоны, оказывается меньше мощности, измеренной БИК. Если же опускается группа ОР СУЗ, расположенная на периферии, то снижается относительная мощность периферийных ТВС, что усиливает интегральное уменьшение нейтронного потока в зоне. Тогда мощность по БИК оказывается меньше интегральной нейтронной мощности зоны.
Ряд исследований показывает, что при больших изменениях в пространственном рас-
пределении числа делений в областях активной зоны, расположенных ближе всего к БИК, за счет погружения различных групп ОР СУЗ измеренная мощность при однократной тарировке может заметно отличаться от интегральной мощности активной зоны. Реально это может произойти при разгрузке энергоблока до 70 %, 50 % и до 40 % от номинальной мощности по причине различных нарушений в работе оборудования АЭС.
Чем ниже значение мощности, на которую переходит ЯЭУ со 100 % номинальной мощности, тем глубже погружается рабочая группа ОР СУЗ и тем больше разница между нейтронной мощностью, регистрируемой по БИК и реальной интегральной мощностью активной зоны. При этом блок разгружается до меньших значений истинной мощности активной зоны, чем требуется, исходя из текущих условий эксплуатации.
Возникающая ошибка в определении мощности реактора компенсируется путем тарировки БИК по уровню мощности, получаемому из других источников. Однако такой подход не обладает необходимой оперативностью как раз в тех ситуациях, когда изменяется мощность при изменении положения ОР СУЗ. Это вызвало необходимость совершенствования алгоритма оценки мощности и привело к созданию системы АКЭ, которая впервые была введена в эксплуатацию на третьем блоке Калининской АЭС и втором блоке Ростовской АЭС.
Рис. 3. Схематическое расположение БИК на ЯЭУ с ВВЭР-1000
Основное назначение и функции системы АКЭ в составе АКНП следующие: АКЭ используется для оперативного контроля формы среднего аксиального распределения локальной мощности в активной зоне, аксиального офсета нейтронной мощности (разница между величинами мощности верхней половины и нижней половины активной зоны, отнесенная к сумме этих величин), мощности реактора и ее азимутального распределения.
Значения вычисляемых в АКЭ характеристик используются для коррекции значения мощности, измеряемой АКНП, для формирования сигналов защиты по превышению допустимых значений локальных параметров, для оценочных расчетов характеристик объемного распределения локальной мощности, а также для управления распределением локальной мощности в активной зоне реактора.
Количество каналов АКЭ соответствует количеству каналов АКНП. В своей работе канал АКЭ использует сигналы ионизационных камер, предназначенных для регистрации нейтронов в энергетическом диапазоне соответствующего канала АКНП, значение температуры на входе в реактор ближайшей к каналу циркуляционной петли, а также положение групп органов регулирования.
Структура связей между системами АКНП и АКЭ показана на рис. 4.
Рис. 4. Связь между системами АКНП и АКЭ
Обработка информации в каждом канале производится по единому алгоритму, включающему в себя:
- восстановление высотного распределения плотности потока быстрых нейтронов на внешней поверхности корпуса реактора по показаниям БИК;
- расчет среднего аксиального распределения локальной мощности с использованием априорных коэффициентов, описывающих связь среднего распределения локальной мощности с распределением в ТВС на периферии;
- расчет аксиального коэффициента неравномерности и аксиального офсета;
- вычисление мощности реактора как интеграла среднего высотного распределения локальной мощности с учетом заранее рассчитанных поправочных коэффициентов, учитывающих изменение утечки нейтронов из реактора за счет изменения температуры теплоносителя в опускном участке и изменения положения групп ОР.
х
X
о
го А с.
X
го т
о
м о
О)
о
см
О Ш
В
X
3
<
В
О X X
Таким образом, на первом этапе исследований были рассмотрены следующие варианты характеристик активной зоны и движения ОР СУЗ при отключении одного главного циркуляционного насоса:
1. Коэффициент неравномерности энерговыделения по ТВС КО максимален в центре активной зоны при штатной работе РОМ без аппаратуры контроля энерговыделения и УПЗ и параметрах перехвата движения ОР СУЗ: 0,2 и 0,8. Тепловая мощность реактора составляет 3000 МВт;
2. Коэффициент КО максимален на периферии активной зоны при штатной работе РОМ без АКЭ и УПЗ и параметрах перехвата движения ОР СУЗ: 0,4 и 0,6. Тепловая мощность реактора составляет 3000 МВт;
3. Коэффициент КО максимален на периферии активной зоны при штатной работе РОМ без АКЭ и УПЗ и параметрах перехвата движения ОР СУЗ: 0,2 и 0,8. Тепловая мощность реактора составляет 3000 МВт;
4. Коэффициент КО максимален на периферии активной зоны при штатной работе РОМ без УПЗ, но с АКЭ и параметрами перехвата движения ОР СУЗ: 0,4 и 0,6. Тепловая мощность реактора составляет 3000 МВт;
В итоге, для после моделирования рассматриваемого нарушения для всех вариантов исследования была получены сходные результаты (рис. 5): положительная величина запаса по М, что является недопустимым, т.к. не выполняется условие (1).
Рис. 5. Зависимости запаса по КУ и КУтах в случае отключения одного ГЦН без использования УПЗ (начальная тепловая мощность реактора 3000 МВт)
Наихудший результат с точки зрения выполнения условия (1) был получен для пятого варианта исследований (рис. 6), когда начальная мощность реактора составляла 3120 МВт, т. е. реактор находился на 104 % от номинальной мощности (современные реалии отечественных ВВЭР-1000).
При этом после стабилизации параметров установки были получены следующие максимальные значения разности ^са1с - МПт (табл. 1).
Таблица 1
Значения тах (КУса\с -активной зоны
КУНт) для различных состояний
Вариант
начального со- Значение тах (КУса\с
стояния активной - КУ\\т)
зоны
1 0,104
2 0,115
3 0,113
4 0,153
5 0,288
Рис. 6. Зависимости запаса по КУ и КУтах в случае отключения одного ГЦН без использования УПЗ (начальная тепловая мощность реактора 3120 МВт)
В итоге, для всех вариантов расчета условие (1) выполнено не было, что свидетельствует о превышении предельных значений локального энерговыделения в активной зоне при отключении одного ГЦН и действии только устройства РОМ. Наиболее существенные отклонения от нормальных условий наблюдаются для последнего варианта исследований, когда тепловая мощность реактора составляет 3120 МВт, что соответствует текущим состояниям отечественных ВВЭР-1000. Следовательно, работа при отключении одного ГЦН только устройства РОМ не позволяет выполнить требования по обеспечению равномерности энерговыделения в активной зоне.
На втором этапе исследования рассматривалось аналогичное нарушение для наиболее тяжелых с точки зрения неравномерности энерговыделения условий, полученных на первом этапе, т. е. для варианта № 5. При этом дополнительно к устройству РОМ добавлялось исполь-
зование УПЗ, для которой поочередно использовались различные группы ОР СУЗ с целью определения оптимальной группы (рис. 7).
Рис. 7. Зависимости запаса по КУ и КУтах в случае отключения одного ГЦН с использованием УПЗ (начальная тепловая мощность реактора 3120 МВт)
В этом случае после стабилизации параметров ядерной установки и при использовании оптимальной группы для УПЗ удалось не только снизить величину коэффициента неравномерности КУ, но и получить отрицательный запас по КУ, т. е. соблюсти условие (1), обеспечив тем самым требуемую равномерность энерговыделения в активной зоне.
Выводы
Таким образом, проведенные исследования по изучению способов обеспечения равномерности энерговыделения в активной зоне ВВЭР-1000 при аварийном отключении главного циркуляционного насоса показали следующие результаты:
- при отключении одного ГЦН в ядерной установке с ВВЭР-1000 и использовании для разгрузки реактора только устройства РОМ наблюдается превышение предельных значений локального энерговыделения в активной зоне;
- использование при отключении одного ГЦН совместно с РОМ ускоренной предупредительной защиты позволяет выполнить условия по обеспечению требуемой равномерности энерговыделения в активной зоне при условии правильного выбора группы ОР СУЗ для УПЗ.
Литература
1. Выговский С.Б. Физические и конструкционные особенности ядерных энергетических установок с ВВЭР / С.Б. Выговский, Н.О. Рябов, А.А. Семенов, Е.В. Чернов, Л.Н. Богачек. - М.: НИЯУ МИФИ, 2011. - 376 с.
2. Самойлов О.Б., Фальков А.А., Морозкин О.Н., Лукьянов В.Е. Уточнение методики учета отклонений локальных параметров при обосновании теп-
лотехнической надежности активной зоны из ТВСА ВВЭР-1000 // Труды Нижегородского государственного технического университета им. Р.Е. Алексеева. Ядерная энергетика и техническая физика. № 4(83). 2010. С. 111 - 119.
3. Гусев И.Н., Казанский В.Р., Витковский И.Л. Динамическая устойчивость энергоблока с ВВЭР-1200 // Известия вузов. Ядерная энергетика. Физика и техника ядерных реакторов. № 3, 2017. С. 22 - 32.
Modern approaches to providing of a nuclear power installation safe operation in case of technological equipment failure
Braslavskiy Yu.V., Matuzaev K.B.
Sevastopol State University
Safe operation of nuclear power installations with a pressurized water reactor is largely defined by the sufficient amount of coolant circulating through the core which takes heat from the nuclear fuel away. The coolant circulation is provided by main circulating pumps during normal operation of a nuclear power installation. Emergency shut-off of one of the pumps is nevertheless quite often failure. In this case nuclear power installation has automatic protection systems which provide the reactor power decrease and prevent nuclear fuel from overheating. This article shows the results of examination of the mode when one of the main pumps is shut off while design automatic protection systems are used. It is pointed out that design automatic protection systems don't provide demanded steady power production in the reactor core, especially when reactor is operated at increased power. It is also proved that steady power production in the reactor core is obtained when an auxiliary system - accelerated alarm system is used.
Keywords: nuclear power installation, main circulating pump, reactor core, power production, accelerated alarm system, coefficient of variation
References
1. Vygovskiy S.B., Ryabov H.O., Semenov A.A., Chernov E.V.,
Bogachek. WWER nuclear installations physical and specific design features. Moscow, NIYAU MEPFI Publ., 2011, 376 p.
2. Samojlov O.B., Fal'kov A.A., Morozkin O.N., Luk'yanov V.E.
Refining of the methodology of accounting for local parameters deviations when substantiation of thermal engineering reliability of the reactor core of FAA VVER-1000 // Proceedings of the Nizhny Novgorod State Technical University named after R.E. Alekseev. Nuclear power engineering and applied physics, 2010, № 4(83), pp 111-119.
3. Gusev I.N., Kazanskij V.R., Vitkovskij I.L. Dynamic stability of
the nuclear power plant unit with VVER-1200 // News of Higher Educational Institutions. Nuclear power engineering. Nuclear reactor physics and equipment, 2017, № 3, pp 2232.
X X О го А С.
X
го m
о
to о
to
