4. 3 Дії оперативного персоналу при течі доохолоджувача продувки.

 

При визначенні режиму, до якого потрібно привести РУ, через виникнення течі 1 контуру враховуються три основні чинники: розмір течі, місце течі (контролюється чи її розвиток) та вимоги до концентрації радіонуклідів в середовищі, в яку потрапляє вода 1 контуру. Режим порушення теплообмінної поверхні доохолоджувача продувки 1 контуру є режимом з найбільш несприятливими наслідками (можлива теча значенням 100 т/год, а також втрата системи промконтура).

При ліквідації даної аварійної ситуації оперативний персонал приймає наступні дії:

1) за ознаками порушення, після перегляду фрагментів УВС визначають течу теплоносія 1 контуру. По балансу підживлення продувки 1 контуру визначається її розмір;

2) при збільшенні живлення 1 контуру вище 65 т / год контролюється включення резервного підживлювального насоса ТК21 (22,23) D 01,02;

3) приймаються дії до розвантаження і останову РУ. Включаются на всас працюючих підживлювальних насосів ТВ10 D 02-04 для подачі борного розчину в 1 контур. Фіксується рівень в ТВ10В01 (02) для визначення кількості поданого в 1 контур розчину бору;

4) після НЗ ВРБ контролює зміну радіаційної обстановки на блоці. ІРВ оглядає трубопроводи підживлення-продувки в приміщеннях РО;

5) за ознаками порушення визначається ушкодження теплообмінної поверхні доохолоджувача продувки 1 контуру TK80W02;

6) виконується відсікання місця течі закриттям арматури TK 80 S 08, потім TF 15 S 01,03. Контролюється припинення течі 1 контуру.

7) повідомлється керівництво АЕС. Створюються умови для розхоложування РУ відповідно до вимог "Інструкції з експлуатації РУ" з наступними особливостями:

- відсутня витрата продувки 1 контуру, температура підживлення складає 40 - 60 ^о С.

- ВІУР контролює включення насосів ТВ10 D 02 (03,04) на всас робочого підживлювального насоса;

8) при течі теплообмінників ГЦН оперативний персонал додатково відсікає місце течі по 1 контуру по TF і відключає (контролює відключення) відповідного ГЦН. Починається останов і расхола живание РУ. Закриється відповідна арматур а TK 51 (52-54) S 01,02,03,04,05 відключеного ГЦН;

9) при пошкодженні теплообмінників відбору проб персонал контролює відключення (відключає) холодильників відбору проб по 1 контуру, відключає пошкоджений теплообмінник по промконтуру відповідною арматурою TV 31 (41,51) S 02, TV 11 S 31,32. Перевіряється факт зупинки витоку теплоносія.

Після локалізації TK 80 W 02 повністю виводиться з роботи система продувки I контуру (закриті TK 80 S 08, TK 80 S 01, S 02, S 03), що призводить до зниження температури підживлення до 30-40 ⁰ С. Персонал РВ повинен пам'ятати, що при розхолоджуванні ГЦТ різниця температур води, що подається в I контур від насосів підживлення після РТО, і теплоносієм в холодних нитках петель 1 контуру (перепад температури на патрубках підживлення) не повинна перевищувати 120   ⁰ С. Тому, щоб уникнути виникнення гідроударів і пошкоджень трубопроводів ГЦТ в місці врізки трубопроводів підживлення в I контур ВІУР повинен:

- Зняти з "автомата" і закрити регулятори підживлення TK31,32S02, і запірну арматуру TK31,32S01;

включити на I контур TQ14,24,34D01, відкрити TQ14,24,34S07 (S08), закрити TQ14,24,34S03, S04, S17. Контролювати кількість введеного в 1 контур бору за рівнем в баках TQ14,24,34B01.

Після припинення течі I контуру вільного об'єму в КТ вистачає для подачі в I контур 40 т розчину бору з концентрацією 40 г / л, що дає можливість почати розхолоджування РУ.

10) При збільшенні рівня в КТ не допускати зростання різниці температури металу в КТ (верх - низ) більше 50 ⁰ С включенням ТЕН КТ

YP10W 01- - 04 дистанційно.

Параметри I контуру перед початком розхолоджування повинні відповідати: Р ₁ = 140-160   кгс / см ² , Т _1к = 260-265   ° С,

Н _кд = 12400 + 150   мм. При цьому в I  контур має бути введено не менше 35   м ³ висококонцентрованого розчину бору (40   г / дм ³ ), що контролюється за рівнем в баку ТВ10В01 (02). Так, як в при цьому аварійному режимі ГЦН залишаються в роботі, то тиск в I контурі підтримується автоматичної роботою вприскування УР13 S 02.

11) Приступити до розхолоджування I контуру спільно з КТ. Протягом усього часу розхолоджування КД в паровому режимі підтримувати різницю температур теплоносія в КД і гарячих нитках петель першого контуру не менше 30 ⁰ С для забезпечення необхідного кавітаційного запасу до зриву ро- боти ГЦН, але не більше 70 ⁰ С для забезпечення запасу до спрацьовування розривного захисту другого контуру.

12) Проконтролювати різницю температур теплоносія КТ і теплоносія "гарячих" ниток петель I контуру (55 5) ⁰ С, між верхом і низом КД не більше 50   ⁰ С, рівень в КД (1230 10) см;

13) При температурі теплоносія I контуру не менше 260 ⁰ С закінчити заповнення всіх ПГ до рівня від 375 до 380 см. Підтримувати рівень в ПГ в межах від 370 до 380 см протягом всього процесу розхолоджування. Темпера-туру живильної води в процесі розхолоджування повинна рівномірно знижатись від 164 до 40 ⁰ С;

14) Приступити до розхолоджування першого контуру скиданням пари через БРУ-К RC11 (12) S01,02 зі швидкістю не більше 30  ⁰ С/год;

15) Проконтролювати відпрацювання регулюючого клапана YР13S02 і регулятора з підтримки різниці температур парової частини КД і петель першого контуру;

16) Для забезпечення розхолоджування кришки реактора і колекторів ПГ по першому контуру. При Т _1к менше 250 ⁰ С, об'єднати парогенератори і реадотор по лініях газовидалення I контуру, перевірити закритий стан армату- ри системи аварійного газовидалення YR51,52,53 , 61,62,63, S01; відкрити YR11,12,21,22,31,32,41,42S01 і YR01 (02,03) S01, перевірити відкритий стан арматури YR60S01,02;

17) Відкрити уприскування в АК ГЦН YD 51,52,53,54 S 06, воздушники з автономних контурів ГЦН в камери відбору проб. Газовидалення автономних контурів ГЦН виробляти протягом усього розхолоджування при наявності працюючих ГЦН;

18) Якщо в процесі розхолоджування різниця температур нижньої і вірхньої частині КТ досягне 50 ⁰ С, розхолоджування першого контуру припинити, проконтролювати роботу регулятора розхолоджування КТ. Ступінь відкриття YP13S02 стабілізувати в межах від 10 до 15% до відновлення заданої (не більше 50 ⁰ С) різниці температур, проконтролювати включене положення ТЕН КД, значення рівня в КТ (1230 100) см.

При досягненны різниці температур верха і низу КТ величини менше 50 ⁰ С продовжити розхолоджування 1 контуру.

19) Контролювати і підтримувати:

- швидкість розхолоджування 1 контуру (включаючи КТ) не більше 30 ⁰ С / год;

- різницю температур по висоті корпусу КТ не більше 50 ⁰ С;

- різницю температури на живильному патрубку ПГ (різниця температур котлової і живильної води ПГ) не більше 120 ⁰ С;

- різниця температури теплоносія в КД і в гарячих нитках петель 1 контуру (55 +5) ⁰ С;

- рівень в КД (1230 10) см;

- різниця температур між "холодної" ниткою петель і подпиточной живильною водою I контуру не більше 120 ⁰ С;

- концентрація Н _з ВО _з в I контурі не менше стоянкової;

- рівень в деаераторі підживлення (ТК10В01) - номінальний;

- рівень в парогенераторах від 370 до 380 см;

- різниця температур металу верхньої і нижньої частин корпусу ПГ  не більше 50   ⁰ С;

- різниця температур між водою (паром) і металом корпусу КД  не більше 60   ⁰ С;

20) У процесі розхолоджування I контуру до моменту створення азотної подушки, щоб уникнути спрацьовування розривних захистів 1 і 2 контурів, різниця між температурою пари в КД і температурою гарячих ниток петель повинна бути в діапазоні від 30 до 70   ° С. Для цього: виключити можливість незгоди між ВІУР і ВІУТ зміни тепловідводу від I контуру;

21) Періодично контролювати температурні переміщення обладнання і трубопроводів I контуру, згідно "Інструкції з експлуатації гідроамортизато-рів";

22) Залишити в роботі два або три ГЦН. Так як, при роботі ГЦН-4 і ГЦН-1 ефективність вприскування в КД і, отже, розхолоджування - найбільша, рекомендується відключати їх останніми. При температурі першого контура менше 200 ⁰ С робота більше трьох ГЦН забороняється для виключення

«вспливу» ОР СУЗ і надмірних нагрузок на ТВС.

На петлі з відключеним ГЦН, а також при температурі першого контуру менше 200 ⁰ С, перевірити відкриття ТС10,20,30,40S02 і закрити арматуру ТС10,20,30,40S01 на лінії підведення до фільтрів СВО - 1.

4. 4 Розрив трубопроводу системи продувки-підживлення . Розрахунок.

 

4 .4 .1 Розрахунок даної аварійної ситуації проводився на ЕОМ за допомогою створеної провідними фахівцями програми RELAP, тому подальші розрахунки будуть цілком відповідати результатам обчислення, і усі зсилання будуть зводитись до данної програми через складність моделювання цих процесів вручну.

Дана проектна аварія відноситься до категорії середньої течі теплоносія (розриви діаметром від 50   мм до 200   мм). Трубопровід системи підживлення- продувки врізається в трубопровід байпасного очищення теплоносія першого контуру, який, у свою чергу, врізається в ГЦТ через патрубок діаметром 100 мм. Тому, для розглянутої аварії еквівалентний діаметр течі був прийнятий 100 мм.

Нижче представлені граничні умови для виконання розрахункового аналізу ІС "Розрив трубопроводу системи продувки-підживлення", які мають найбільший вплив на критерій прийнятності по температурі зовнішньої поверхні оболонок ТВЕЛ. У таблиці 4 .2 представлені початкові значення основних параметрів для розрахункового аналізу розриву трубопроводу системи продувки-підживлення першого контуру, отримані шляхом виконання розрахунку стаціонарного стану моделі ЯПВУ.

 

Таблиця 4 .2 - Початкові значення основних параметрів для розрахункового аналізу розриву трубопроводу системи підживлення-продувки 1 контуру

              

№	Параметр стану	Розмі- рність	Посилальне значення	Розрахункова величина
1	Теплова потужність реактора	МВт (%)	3000 (100)	3120 (104)
2	Максимальна потужність ТВС	МВт	27	27.13 (див. примітку 11)
3	Максимальний лінійний тепловий потік з поверхні ТВЕЛ	Вт / см	448	36 4.7
4	Тиск на виході реактора	кгс / см^2	159  3 (див. примітку 1)	162
5	Температура теплоносія на вході в реактор	^0 С	289.7 + 2  292.3	291.6 (див. примітку 2)
6	Температура теплоносія на виході з реактора	^0 С	320 + 4   325.5	324.5 (див. примітку 2)
7	Температура теплоносія на виході з максимально енергонапря-жонної касети	^0 С	334  5	337.6 (див. примітку 2)
8	Підігрів теплоносія в реакторі	^0 С	30.3 + 3	32.9
9	Максимальна температура нару ж ної поверхні оболонок ТВЕЛ	^0 С	350	350.8 (див. примітку 3 і 11)
10	Максимальна температура палива	^0 С	1800	1674 (див. примітку 11)
11	Витрата теплоносія через реактор	м ^3 / ч	84800	80000
12	Витрата теплоносія через ТВС	м ^3 / ч	515  55	460.4 (див. примітку 5)
13	Частка протікань теплоносія, що не беруть участь в теплоотводі	%	3	3.0
14	Рівень теплоносія в КД	мм	8770  150 (див. примітку 6)	8470
15	Тиск в парогенераторах	кгс / см^2	63  2 (див. примітку 7)	64.9 ... 65.0
16	Рівень живильної води в ПГ по рівнеміру з базою 1 м	мм	270 ... 320 (див. примітку 8)	255
17	Рівень живильної води в ПГ по рівнеміру з базою 4   м	мм	2050..2150 (див. примітку 9)	2137
18	Паропродуктивність ПГ	т / год	1470  103	1557 ... 156 2
19	Температура живильної води на вході ПГ при підключених ПВД	^0 С	215 ... 225 (див. примітку 10)	227

 

 

Примітки:

1) Значення 160  3   кгс / см ² в абсолютних одиницях.

2) Розрахункові значення температур теплоносія та підігріву теплоносія­ перевищують максимально допустимі значення відповідних параметрів, визначені технологічним регламентом для нормальних умов експлуатації РУ, але не перевищують проектні межі, представлені в таблиці в якості довідкових значень. Зазначені перевищення є результатом поєднання консервативних початкових значень наступних параметров:

- максимальна потужність реактора;

- максимальний тиск в ПГ по другому контуру;

- мінімальна витрата теплоносія через реактор і максимальноенерго-напружену ТВЗ.

3) Розрахункове значення максимальної температури зовнішньої поверхні оболонок ТВЕЛ перевищує допустиме значення відповідного параметра, визначеного технологічним регламентом для нормальних умов експлуа-тації РУ. Зазначене перевищення є результатом консервативного поєднання різних аксіальних профілів енерговиділення в зонах однієї максимально енергонапруженої ТВС і консервативних початкових значень наступних параметрів:

- максимальна температура теплоносія на вході в реактор;

- мінімальна витрата теплоносія через максимально енергонапряжену ТВЗ.

4) Витрата приведена до щільності теплоносія на вході в реактор.

5) На вході максимально енергонапруженої ТВЗ.

6) Посилальна величина взята згідно з технологічним регламентом, значення якої (з урахуванням похибки вимірювання) є більш консервативною, ніж відповідне проектне значення 8770  150   мм.

7) Значення 64  2 кгс / см ^2, вказане в абсолютних одиницях.

8) Нормативний діапазон зазначений згідно з технологічним регламентом. Його межі (з урахуванням похибки вимірювання) є більш консервативним, ніж відповідний проектний діапазон 270 ... 320   мм.

9) Посилальні діапазони наведені відповідно для рівнемірів на "гарячому" і "холодному" днищі ПГ, згідно з технологічним регламентом. Ці діапазони (з урахуванням похибки вимірювання) є більш консервативними, ніж відповідні проектні діапазони 2100+ 50   мм і 2250+ 50   мм.

10) Посилальна величина взята згідно з технологічним регламентом, значення якої (з урахуванням похибки вимірювання) є більш консервативною, ніж відповідне проектне значення 220  5   ° С.

11) У стаціонарному стані температура зовнішньої поверхні оболочки ТВЕЛ визначається питомою потужністю енерговиділення на розглядає- мій ділянці ТВЕЛ та умовами теплообміну на зовнішній поверхні відповідної ділянки оболонки ТВЕЛ (ентальпією і витратою теплоносія). Так, при фіксованому аксиальному профілі енерговиділення і витраті теплоносія в касеті, зовнішня температура оболонки ТВЕЛ буде тим вище, чим вище ентальпія потоку охолоджуючого теплоно-сія. Очевидно, що максимум ентальпії теплоносія досягається на виході касети, де щільність теплового потоку досить низька. Т.ч., необхідно забезпечити умови, за яких найбільше значення ентальпії теплоносія досягається в області з максимумом енерговиділення ТВЕЛ. 

Розрахунок виконаний для течі з холодної нитки між колектором ПГ і ГЦН (у місці врізки трубопроводу байпасного очищення теплоносія першого контуру).Розрив у моделювався як на петлі з КТ, так і без нього.

На підставі проведених тестових розрахункових аналізів був визначений наступний набір граничних умов щодо моделюванання течі:

- теча моделюється як розрив холодної нитки на вході в реактор еквівалентним діаметром 100 мм. Розрив моделюється на петлі без КД (друга петля моделі);

- коефіцієнт витікання теплоносія прийнятий 1, 0;

- застосовується модель гомогенного витікання потоку;

- створення течі відбувається за один часовий крок розрахунку (0, 004   с);

- тиск в обсязі, моделюючим ГО, рівний 1.013  10⁵   Па і на протязі всього перехідного процесу залишається постійним;

- параметри середовища в ГО визначені як перегріта пара з температурою 150 ⁰ С.

Також для оцінки максимально можливої ​​температури оболонки ТВЕЛ для розглянутого ІС був проведений додатковий граничний розрахунковий аналіз, в якому після формування гідрозатворів у всіх холодних нитках ГЦТ були накладені додаткові граничні умови, що запобігають зрив гідрозатворів в аварійній і подвійний петлях моделі протягом усього розрахункового часу аварійного процесу (повное перекриття прохідного зрізу).

При виконанні розрахункового аналізу даної вихідної події були прийняті наступні припущення і допущення в частині роботи основних систем та обладнання, які беруть участь у розвитку аварії і впливають на неї:

1) Не враховуються дії оперативного персоналу;

2) Постулюється втрата електропостачання власних потреб в момент формування сигналу АЗ. (Згідно з результатами попередніх розрахункових аналізів час втрати електропостачання власних потреб не надає особливого впливу на максимальну температуру оболонок ТВЕЛ, тому цей час було вибрано з метою продовжити час до моменту впрацьовування САОЗ);

3) Передбачається одиничну відмову в системі надійного електропостачання - відмова одного дизель-генератора (ДГ-3). В результаті відмови ДГ відбувається зав і сімий відмова одного каналу кожної системи б езопасності (САОЗ ВД і САОЗ НД);

4) Для системи аварійного захисту реактора використовується мінімально д о допустимих значення ефективності (з урахуванням застрявання найбільш ефективним про го ОР), визначене проектом РУ, яке становить 5.0%. Час проходження сигналу з моменту формування АЗ до початку руху ОР СУЗ прийнято 0.3   с. Час падіння ОР консервативно прийнято рівним 4   с.

5) Не розглядається робота ПЗ-1. Завдяки цьому допущенню реактор про з тается на високому рівні потужності до моменту спрацьовування АЗ.

6) Формування сигналу САОЗ щодо зменшення різниці температури н а насичення першого контуру і температури в гарячій нитці відбувається з урахуванням похибки її визначення 2, 4   ⁰ С, яка отримана шляхом додавання похибок про сті визначення температури в гарячих нитках і похибки обчислення ті м -температуру насичення, яка залежить від похибки визначення тиску в першому контурі (зміна тиску на 2.5   кгс / см ² відповідає зміні температури на насичення на 1, 4   ⁰ С при тиску першого контуру, близькому до н про мінальної);

7) Чи не розглядається робота підсистеми підживлення системи підживлення-продувки першого контуру. Підсистема продувки працює з постійним витр про будинок (положення штока регуляторів продувки залишається незмінним) до м про мента посад ки локалізуючої арматури СБ, що призводить до додаткового розумний ь шению запас а теплоносія першого контуру;

8) Враховується проектна робота системи компенсації тиску (електр про нагрівачів КД), що збільшує час роботи реактора на потужності до м про мента спрацьовування АЗ;

9) Для насосів САОЗ використовуються для даного ІС витратні характер і стіки, тобто, що забезпечують мінімальний витрата охолоджуючої вод и;

10) Температура в баках аварійного запасу розчину борної кислоти прин я та рівною максимальному значенню 90   ⁰ С, в баку-приямку - 60   ⁰ С;

11) Початковий тиск в ГЕ прийнято мінімально допустимим, тобто 60   кгс / см ^2, в результаті чого відбувається більш пізній початок подачі розчину борного концентрату. Об'єм води в гідроємностей приймається мінімально д о допустимих, тобто 50   м ^3. Формування сигналу на закриття швидкодіючих щих запірних засувок на трубопроводах ГЕ відбувається з урахуванням похибки о п ределения рівня в гідроємностей, рівної 10   см. Завдяки зазначеним допущені е ніям відбувається більш раннє припинення подачі розчину борного концентр а та з гідроємностей САОЗ;

12) Температура розчину борного концентрату в ГЕ прийнята рівною макс і Мальнєв значенням 60   ⁰ С;

13) БРУ - А TX70S05, живиться від другої категорії надійного живлення, буде непрацездатна внаслідок знеструмлення до моменту підключення ДГ до секцій надійного живлення. З огляду на те, що в базовій моделі TX70S05 входить до складу "подвійний" БРУ - А, при аналізі даного ІС передбачається, що від вт про рій категорії надійного живлення запитана TX80S05;

14) Н е розглядається робота ВПЕН за програмою ступеневої навантажуючи е ня ДГ. ТПН відключаються в результаті знеструмлення за однією з блокувань;

15) Системи і устаткування першого контуру працюють з урахуванням похибки про сті вимірювання тиску, яка складає 2.5   кгс / см ² ;

16) Системи і устаткування другого контуру працюють з урахуванням похибки про сті вимірювання тиску, яка становить 1   кгс / см ^2;

17) Формування сигналів захистів і блокувань систем РУ по технологічн е ським параметрами проводиться з урахуванням інерційності вимірювальних кан а лов.

Перелік очікуваних подій і умов роботи обладнання при аналізі ІС "Розрив трубопроводу системи продувки-підживлення" представлений в таблиці 4 .3.

 

 

 

Табли ца 4 .3 - Очікувані події і робота автоматики при аналізі ІС

                      "Ра з рив трубопроводу системи продувки-підживлення"

 

№	Сигнал	Слідство (примітка)
1. Система управління і захисту реактора
1.1	Зниження тиску в першому контурі до 148 - 2.5   кгс / см ^2 прі не ї тронній потужності реактора більше 75% і температурі в гарячій нитці будь петлі більше 260   ^0 С	- Формування сигналу АЗ; - Початок руху ОР СУЗ з за держкой 0, 3   с; - Постулюється втрата еле к троснабженія собс т ських потреб
2. Система електропостачання
2.1	Втрата електропостачання зі б дарських потреб з витримкою брешемо е ні 2   з	- Запуск ДГ (прийнятий відмова ДГ-3); - Через 15   з ступеневу по д ключение потреб і телей
3. Система аварійного охолодження активної зони
3. 1	Початок ступеневої пуску СБ з витримкою часу 5   с (друга ступінь АСП)	Запуск насосів САОЗ НД З А ОЗ ВД, відкриття засувок на їх напорі (транспорт ная за тримка 40 с)
3.2	Зниження д авленія в першому контурі до 108, 9   кгс / см ^2	Початок подачі в перший ко н тур розчину борної кислоти від САОЗ ВД
3.3	Збільшення прямого перепаду тиску на зворотних клапанах з о едінітел ьних трубопроводів ГЕ САОЗ до 0, 3   кгс / см ^2	Початок подачі розчину бо р ної кислоти в перший контур від ГЕ САОЗ
3.4	Зниження рівня в ГЕ САОЗ до 1, 35 ^+0.1   м	- Закриття швидкодіючих ють засувок на лініях подачі води від ГЕ САОЗ; - Час закриття 5   з
3.5	Зниження тиску в першому контурі до 24, 21   кгс / см ^2	Початок подачі в перший ко н тур розчину борної кислоти від САОЗ НД
4. Системи першого контуру
4.1	Тиск на виході реактора менш 157 ^+2.5   кгс / см ^2	Включення 2 - ї групи еле к тронагревателей КД
4.2	Тиск на виході реактора менш 155 ^+2.5   кгс / см ^2	Включення третього групи еле к тронагревателей КД
4.3	Тиск на виході реактора менш 153 ^+2.5   кгс / см ^2	Включення 4 - ї групи еле к тронагревателей КД
4.4	Втрата електропостачання зі б дарських потреб	Відключення ГЦН, ТЕН КД
4.5	Зменшення різниці темпер а тури насичую е ня першого контуру і температури теплоносія в л ю бій з гарячих ниток менше 10 - 2.4   ° C	Закриття локалізується а р матури СБ
4. 6	Закриття локалізується а р матури	Припинення продувки перв про го контуру
5. Системи другого контуру
5.1	Втрата електропостачання зі б дарських потреб	- Закриття стопорних клапанів турбіни; - Припинення подачі піт а котельної води; - Знеструмлення БРУ - А, зап та танной від другої категорії наде ж ного харчування; - Заборона на відкриття БРУ - До
5.2	Підключення ДГ до секції н а дежно піт а ня	Підключення до секцій н а дежно харчування БРУ - А, запита н ної від другої категорії надійності про го харчування
5.3	Тиск в паропроводі більше 73^+1   кгс / см ^2 (менше 68 ^+1   кгс / см^2)	Відкриття (закриття) БРУ - А (час повного від криття / закр и ку 19, 4   с - приймається як час відкриття для TX 50 S 05
5. 4	Тиск в паропроводі більше 84^+1   кгс / см ^2 (менше 70 ^+1   кгс / см^2)	Відкриття (закриття) до н контрольного ПК ПГ (врємя повного відкриття / закриття 1, 0  з

4 .4 .2 Розрив трубопроводу системи продувки-підживлення . Нижче представл е ни результати розрахункового аналізу ІС "Розрив трубопроводу системи проду в ки-підживлення", проведеного відповідно до розрахункового сценарієм, консервативному по відношенню до критерію прийнятності по температурі оболонок ТВЕЛ.

Розрахунковий аналіз даної аварії виконаний на тимчасовому інтервалі 1800   с без урахування дій оперативного персоналу. Графіки результатів розрахунку пре представлені в кінці цього розділу. Розрахункова хронологія подій тощо і ведена в таблиці 4 .4. Нижче наводиться опис розвитку перехідного процесу і раб про ти обладнання реакторної установки.

4 .4 .3 Дана проектна аварія відноситься до категорії середніх течі (розр и ви діаметром від 50   мм до 200   мм, оскільки еквівалентний діаметр течі з о ставлю я ет 100   мм).

Освіта течі з холодної нитки ГЦТ призводить до закінчення теплоносій і теля в простір гермооболочки (витрата теплоносія в текти в початковий момент аварії досягає значення  900   кг / с, р ис унок   4. 4). В результаті чого відбувається різке зниження тиску в першому контурі (р Малюнок 4 .2) до моме н та почала пароутворення під кришкою реактора. Кипіння теплоносія сн і жает швидкість падіння тиску.

При зниженні тиску до 148   кгс / см ^2, нейтронної потужності реактора б про леї 75% і температурі в гарячій нитці будь петлі більше 260   ⁰ С на 10, 7   з пр про виходить спрацьовування АЗ, потужність реактора знижується до рівня залишкових енерговиділень.

Відповідно до розрахункового сценарієм, в момент формування сигналу АЗ передбачається втрата електропостачання власних потреб енергоблоку. У р е зультате знеструмлення відбувається відключений ие ГЦН, електронагрівачів КД, закриваються СК ТГ, відключаються ТПН і формується заборону на відкриття БРУ - К. З цього моменту припиняється підживлення парогенер а торів.

Закриття СК ТГ викликає зростання тиску другого контуру (р ис унок 4 .3). На 16 секунді за фактом підвищення тиску до 73   кгс / см ² по блокуванню відкривши а ються БРУ - А, живити від першої категорії надійного живлення (БРУ - А2,3 м про поділи). Подальше зростання тиску до 84   кгс / см ² призводить до відкриття контрол ь них запобіжних клапанів всіх ПГ. Відкриття БРУ - А происх одіт після розвороту ДГ на 28   с. Надалі паросбросние пристрої працюють в реж і ме підтримки тиску згідно з логікою роботи регул я торів.

Подача розчину борної кислоти в перший контур відцентровими насос а ми САОЗ ВД (TQ 13,23D01) починається на 73   с. На 200   з аварії закінчується в и біг ГЦН. В результаті припинення примусової циркуляції і збільшення пароутворення в гарячих нитках ГЦТ до 300   з формуються гідрозатвори в усіх холодних нитках ГЦТ, що призводить до витискування теплоносія з а к активної зони. На невеликому проміжку часу виникає криза тепл про обміну на поверхні ТВЕЛ. Однак помітного збільшення температури зовнішньої п про верхности оболонок не відбувається. На 370   з перехідного проце з са спостерігається деяке збільшення рівня в реакторі внаслідок зриву гідрозатвори в повр е ждение петлі. Триваюче витікання теплоносія призводить до подальшого ї шему незначного зниження рівня в реа до торі.

При підвищенні перепаду тиску на зворотних клапанах з'єднає Єльне трубопроводів ГЕ більше 0, 3   кгс / см ² (тиск в першому контурі менше 57   кгс / см ² ) на 660 720 секундах починають подавати розчин борної кислоти в реактор. Н а чиная з цього моменту, прекращ ается падіння рівня в реакторі, маса Теплон про сителя першого контуру починає збільшуватися.

При зниженні тиску в першому контурі до 24   кгс / см ² на 1700 секунді починається подача охолоджуючої води насосами САОЗ НД (TQ 12,22 D 01), текти стає компенсується.

Як показали результати розрахунку, у разі течі теплоносія першого до н туру з еквівалентним діаметром 100   мм максимальний проектний межа п про пошкоджень ТВЕЛ не порушується. Робота САОЗ забезпечує стабільне повів і чення запасу теплоносія в першому контурі починаючи з 700 секунди, і, тим з а мим, забезпечує надійне і довготривале охолодження оболонок ТВЕЛ. Про д нако до кінця розрахункового часу (1800   с) повного відновлення рівня тепл про носить е ля в активній зоні не відбувається.

Д ля даного ІС був проведений додатковий розрахунковий аналіз з повним перекриттям прохідного перетину в гідрозатвор холодних нитках аварійної та подвійний петель моделі. Завдяки такому допущенню зрив гідрозатвори виро з ходить тільки в одній петлі, що дозволяє консервативно оцінити максимально можливу температуру оболонок ТВЕЛ для розглянутого ІС. Момент вр е мени перекриття прохідного перерізу рівний 360с з початку авари й ного процесу (сформувалися гідрозатвори в аварійній і подвійний петлі) був визначений з основного розрахункового аналізу. Як показали результати додаткового расч е та, не відбувається значного збільшення температури зовнішньої поверхні оболонок ТВЕЛ.

 

 

 

 

 

 

 

Табл иц а 4 .4 - Хронологія подій для ІС "Розрив трубопроводу системи

                         продувки-підживлення "

Час, з	Подія
0.0	Розрив холодної нитки ГЦТ на вході в реактор з еквівалент т вим діаметром течі 100   мм
1	Включення 2-ї групи електронагрівачів КД внаслідок п про Ніжен тиск на виході реактора менш 157 ^+2.5  кгс / см ^2
1.1	Максимальна температура зовнішньої пове рхності оболонок ТВЕЛ 351, 3   ^0С
2	Включення 3-ї групи електронагрівачів КД внаслідок п про Ніжен тиск на виході реактора менш 155 ^+2.5  кгс / см ^2
3	Включення 4-ї групи електронагрівачів КД внаслідок п про Ніжен тиск на виході реактора менш 153 ^+2.5  кгс / см ^2
10.7	- Сигнал АЗ по тиску в першому контурі менш 148 -2.5   кгс / см ^2при нейтронної потужності реактора більше 75% і температурі в г о рячей нитці будь петлі більше 260   ^0С; - Втрата електропостачання собственн их потреб (постулируемое подія); - Відключення ГЦН, ТПН, ТЕН КД, закриття СК ТГ, втрата електроживлення БРУ - А1 мод е чи
13	Сигнал на запуск дизель-генераторів за фактом втрати електр про постачання власних потреб з витримкою часу 2   з
16	Відкриття БРУ - А (TX 50,60,70 S 05) з підвищення тиску у відповідних паропроводах більше 73 ^+1  кгс / см ^2
22.5	Відкриття контрольного ПК ПГ (TX 80 S 03) щодо підвищення да в лення в паропроводі більше 84 ^+1  кгс / см ^2
23	Відкриття контрольних ПК ПГ (TX 50,60,70 S 03) з підвищення тиску у відповідних паропроводах більше 84 ^+1  кгс / см ^2
28	Відкриття БРУ - А - відновлення електроживлення і давл е ня в паропроводі більше 73 ^+1  кгс / см ^2
33	Запуск насосів САОЗ ВД і САОЗ НД згідно з програмою ст у пенчатой ​​пуску
35	- Закриття локалізуючої арматури СБ при зменшенні різн про сті температури насичення першого контуру і температури тепл про носія в будь-який з гарячих ниток менше 10 - 2.4   ° C; - Припинення продувки першого контуру внаслідок закриття локалізуючої арматури СБ; - Початок пароутворення під кришкою реактора; -закриті Контрольних ПК ПГ (TX 50,60,70 S 03) внаслідок зниження тиску у відповідних паропроводах менше 70 ^+1  кгс / см ^2
45	Закриття контрольного ПК ПГ (TX 80 S 03) внаслідок сниж е ня тиску у відповідних паропроводах менше 70 ^+1  кгс / см ^2
73	Початок подачі розчину борної кислоти в перший контур нас про самі САОЗ ВД внаслідок зниження тиску в кін турі до 108, 9   кгс / см^2
180	Закриття БРУ - А (TX 60,70 S 05) внаслідок зниження тиску е ня у відповідних паропроводах менше 68 ^+1  кгс / см ^2
245	Відкриття БРУ - A 3 моделі (TX, 60,70 S 05) щодо підвищення тиску е ня в паропроводі більше 73 ^+1  кгс / см ^2
370	Зрив гідрозатвори в другій петлі (пошкоджена пе т ля)
430	Закриття БРУ-А (TX 80,50 S 05) внаслідок зниження тиску е ня в паропроводі менше 68 ^+1  кгс / см ^2
490	Перекидання теплового потоку в ПГ
520	Закриття БРУ-А (TX 60,70 S 05) внаслідок зниження тиску в паропроводі менше 68 ^+1  кгс / см ^2
660	Початок подачі розчину борної кислоти в опускний ділянку р е актора від ГЕ в результаті збільшення прямого перепаду тиску на зворотних клапанах сполучних трубопроводів ГЕ САОЗ до 0, 3   кгс / см ^2
720	Початок подачі розчину борної кислоти у верхню камеру змішання реактора від ГЕ в результаті збільшення прямого перепаду тиску на зворотних клапанах сполучних трубопро водів ГЕ САОЗ до 0, 3   кгс / см ^2
1700	Початок подачі розчину борної кислоти в перший контур нас про сом САОЗ НД
1800	Закінчення розрахунку

Нижче представлений перелік графіків результатів розрахунку розглядаємо про го вихідної події:

- Тиск теплоносія на виході з реактора (Малюнок   4 .2);

- Тиск пари в паропроводах (Малюнок 4 .3);

- Масова витрата в текти і сумарний від САОЗ (Малюнок   4. 4);

 

Малюнок 4 .2 - Тиск теплоносія на виході з реактора

 

Малюнок 4 .3 - Тиск пари в паропроводах

   

Малюнок 4. 4 - Масова витрата в текти і сумарний від САОЗ

ПЕРЕЛІК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ.

1. Дементьев Б.А. Ядерные энергетические реакторы. Учебник для ВУЗов – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 280 с., ил.

2. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям, М., Машиностроение, 1975.

3. Методические указания к расчетной части курсового проекта по дисциплине «Атомные электрические станции» с применением ЭВМ для АЭС с блоком ВВЭР-1000 для студентов специальности 10.10.: Е.З. Емельяненко, О.А. Чулкин, В.А. Дубковский. – Одесса: ОПИ, 1995.-38с.

4. Методические указания по расчету на ЭВМ реакторов типа ВВЭР, РБМК и БН для дипломного и курсового проектирования. Сост. Г.П. Верхивкер, В.П. Кравченко, В.Н. Колыханов, - Одесса: ОПИ, 1983. – 28с.

5. Методические указания к разработке экономических вопросов в дипломном проектировании для студентов специальности 10.10. (АЭС). Сост. С.Н. Унгурян, Т.И. Легашова, - Одесса: 1996. – 31с.

6. Нейтронно-физический расчет ВВЭР: Учебное пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. В.С. Киров – Киев: УМК ВО, 1992. – 48с.

7. Основы теории и методы расчета ядерных энергетических реакторов.: Учеб. Пособие для ВУЗов: Г.Г. Бартоломей, Г.А. Бать, В.Д. Байбаков, М.С. Алтухов; Под ред. Г.А. Батя.: Энергоиздат, 1982. –512с., ил.

8. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара: Справочник. Ред. Гос. службой стандартных справочных данных – 2-е изд., переработанное и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 80 с., ил.

9. Трояновский Б.М. и др., Паровые и газовые турбины атомных электростанций: Учебное пособие для ВУЗов: Б.М. Трояновский, Г.А. Филиппов, А.Е. Булкин – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 256с., ил.