№ 6
ИЗВЕСТИЯ АКАДЕМИИ НАУК ЭНЕРГЕТИКА
2014
УДК 621.039:62-622
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ АКТИВНОЙ СИСТЕМЫ ОТВОДА ОСТАТОЧНОГО ТЕПЛОВЫДЕЛЕНИЯ ПРИ ОБЕСТОЧИВАНИИ НА ПРИМЕРЕ РЕАКТОРА ВВЭР-1000
© 2014 г. Р. З. АМИНОВ1, В. Е. ЮРИН2
1 Саратовский научный центр Российской академии наук 2 Саратовский государственный технический университет им. Ю.А. Гагарина E-mail: oepran@inbox.ru; urin1990777@bk.ru
Предложена и проанализирована активная система отвода остаточного тепловыделения, которая в сочетании с водородным комплексом позволяет получить необходимый для потребителей первой и второй категорий уровень электрической мощности в дополнительной турбоустановке за счет пара, генерируемого остаточным тепловыделением в первые часы после обесточивания, и пара, генерируемого в водородном парогенераторе на втором этапе расхолаживания.
Проведена оценка безопасности АЭС при установке на станции дополнительной постоянно действующей турбоустановки, использование которой позволяет существенно повысить надежность электроснабжения собственных нужд станции при обесточивании, и снизить вероятность аварий с повреждением активной зоны, оценка экономического эффекта от снижения риска возникновения аварии с разрушением активной зоны.
Ключевые слова: атомная энергетика, ядерная безопасность, резервирование собственных нужд, обесточивание, системные аварии, водородные технологии, активная система отвода остаточного тепловыделения.
EFFICIENCY ESTIMATION OF THE USING ACTIVE RESIDUAL HEAT REMOVAL SYSTEM UPON CONDITION OF DE-ENERGIZATION AT EXAMPLE OF VVER-1000
R. Z. Aminov1, V. E. Yurin2
1 Saratov Scientific Center of the Russian Academy of Sciences 2 Yuri Gagarin State Technical University of Saratov E-mail: oepran@inbox.ru; urin1990777@bk.ru
In this paper we propose and analyze the active residual heat removal system, which in combination with hydrogen complex allows to obtain the necessary for consumers first and second categories level of electrical power in an additional turbounit by steam generated residual heat emission in the first hours after the blackout, and steam generated in the hydrogen steam generator in the second stage cooldown.
We performed probabilistic of safety assessment of nuclear power station when installed on the station additional constantly operating turbine plant, the use of which can significantly improve reliability of electricity supply of NPP auxiliary in blackout, and to reduce the probability of accidents with core damage by orders of magnitude. We assessed the economic effect of reducing the risk of accidents with core disruptive.
Key words: nuclear energy, nuclear safety, redundancy own needs, blackout, system accident hydrogen technologies, active removal system of residual heat.
На отечественных АЭС второго поколения аварийное расхолаживание реакторных установок происходит с использованием трехканальной системы аварийного электроснабжения (САЭ) с дизель-генераторами (ДГ). Рабочее тело выбрасывается в атмосферу через БРУ-А. Быстрота запуска ДГ отрицательно сказывается на их надежности из-за развития температурных и механических напряжений в их элементах в начальный период. При расхолаживании не используется остаточное тепловыделение активной зоны реактора, но при соответствующем изменении схемы энергоблока его можно использовать для обеспечения электроснабжения собственных нужд (СН) станции.
В предлагаемом авторами варианте электроснабжение потребителей первой (СУЗ, управляющие системы безопасности, аварийное освещение) и второй категорий (насосы САОЗ, аварийные питательные насосы [1]), а также циркуляционного насоса, можно обеспечить за счет дополнительной турбоустановки, которая на первом этапе расхолаживания работает на паре, генерируемом за счет остаточного тепловыделения, на втором — за счет пара, генерируемого в водородном парогенераторе, в штатном режиме он может использоваться для выработки пиковой мощности [2]. Реализация предложенного способа расхолаживания реактора АЭС при полном обесточивании поясняется на примере работы технологической схемы резервирования СН АЭС, показанной на рис. 1.
В ночные внепиковые часы электрической нагрузки дешевая ночная электроэнергия аккумулируется в виде водорода и кислорода. Дополнительная турбоустановка 8 представляет собой паровую турбину относительно небольшой мощности, которая
Рис. 1. Принципиальная технологическая схема резервирования СН АЭС на основе дополнительной турбоустановки: 1, 2 — цилиндр высокого и низкого давления паровой турбины, соответственно; 3 — сепаратор; 4 — промежуточный паропаровой перегреватель; 5 — электрический генератор; 6 — конденсатор; 7 — устройство парораспределения; 8 —дополнительная паротурбинная установка; 9 — пароводородный перегреватель с пароводяным охлаждением
6
0 8 16 24
т, ч
Рис. 2. Зависимость изменения параметров теплоносителя первого контура от времени расхолаживания: 1 и 2 — зависимости давления и температуры теплоносителя первого контура от времени расхолаживания
всегда находится в работе. В штатном режиме рабочим телом является пар, отбираемый после пароперегревателя 4 и перегреваемый или дополняемый в пароводородном перегревателе с пароводяным охлаждением 9. Подача пара в дополнительную турбину после сепаратора 3 и промперегрева 4 выбрана для получения возможности турбоуста-новке работать не выходя за границы допустимой влажности пара. Все оборудование, относящееся к дополнительной турбоустановке, и трубопроводы могут располагаться в главном корпусе, что позволит сделать их первой категории сейсмостойкости и этим самым повысить надежность аварийного электроснабжения в условиях запроектных аварий. При этом водородное хозяйство может быть размещено за пределами площадки АЭС.
В аварийной ситуации, сопровождаемой обесточиванием, на первом этапе после сброса стержней аварийной защиты мощность реактора уменьшается до уровня остаточного тепловыделения в активной зоне. Давление в главном паровом коллекторе (ГПК) уменьшается. Постоянная времени для выбега ГЦН реактора ВВЭР-1000 составляет 10—12 с. На ~13 с формируется сигнал "Наличие сигнала АЗ и давление в ГПК менее 5,59 МПа", по которому закрывается стопорный клапан турбогенератора (СК ТГ). По факту закрытия СК ТГ происходит отключение турбопитательного насоса (ТПН). Повышение давления во втором контуре (до 7,16 МПа) вследствие закрытия СК ТГ приводит к открытию БРУ-А [3]. При этом часть пара, генерируемого остаточным тепловыделением, направляется на дополнительную турбину, которая должна обеспечить электроэнергией потребителей первой и второй категорий, и циркуляционный насос. Таким образом, энергоблок обеспечивается необходимой мощностью без дополнительных пусков оборудования. На втором этапе в камеру сгорания стехиомет-рического окисления паро-водородного перегревателя 9 [4] подаются запасенные в резервной системе хранения водород и кислород, и начинает впрыскиваться охлаждающая вода, в результате чего пар генерируется в водородном пароперегревателе 9 и служит для генерации на дополнительной турбине 8 электроэнергии, необходимой для работы системы аварийного расхолаживания низкого давления.
Основной составляющей тепловой мощности через несколько минут после останова реактора в течение продолжительного времени будет тепловыделение вследствие торможения бета-частиц и передачи части энергии гамма-излучения осколков деления и продуктов их распада. Изменение мощности остаточного тепловыделения для ВВЭР-1000, рассчитано по формуле Вей-Вигнера [5]:
N^./N0 = 6,5 • 10-2[ т
2 Г т-°'2
ст
(Тст + 7)-0'2].
240
160
80
'7,16 МПа '275,6°С >5,99 МПа -
275,6°С _
^ \
\
- \ , \ Ч V \ \ - \ 4 \ 1 этап \ \ \ _ \ * 1 п 2 " 2 этап 125°С 0,93 МПа_
0,24 МПа 1 1 1
16
24
т, ч
Рис. 3. Зависимость изменения параметров рабочего тела второго контура на выходе из парогенератора от времени расхолаживания: 1 и 2 — соответственно зависимости давления и температуры пара второго контура на выходе из парогенератора от времени расхолаживания
СН2, кг/с
0,005 -
0,004 -
0,003
64 96
т, ч
Рис. 4. Зависимости расхода водорода от времени расхолаживания
т 2к,
Р2к, МПа
6
4
Теплоотвод на первом этапе расхолаживания реактора производится за счет естественной циркуляции теплоносителя первого контура с охлаждением не более 15°С в час, так как увеличение скорости теплоотвода может привести к нарушению циркуляции. Процесс изменения параметров теплоносителя первого контура показан на рис. 2. Расхолаживание реактора производится до температуры 70°С (15 ч от начала аварии), после этого продолжается отвод остаточных тепловыделений с поддержанием данного температурного уровня за счет снижения расхода теплоносителя [6].
При достижении температуры первого контура Т1к = 150°С (давлении в первом контуре не выше 1,5 МПа) происходит переход на второй этап теплоотвода системой аварийного расхолаживания низкого давления [7]. Рабочее тело для дополнительной турбоустановки генерируется в водородном парогенераторе с номинальными для нее параметрами.
Из рис. 2 видно, что первый этап расхолаживания длится 9 ч 40 мин, в течение этого времени необходимую для потребителей электроэнергию можно производить в дополнительной турбине за счет пара, генерируемого остаточным тепловыделением.
Вместе с температурой теплоносителя первого контура (рис. 2) соответственно снижается и температура пара, генерируемого в парогенераторе (рис. 3).
Рис. 5. Граф состояний работоспособности системы: Р — рабочее состояние, отсутствие нарушений связи с системой; О — отказ, потеря внешних источников электроэнергии
Рис. 6. Вероятность восстановления связи АЭС с внешней энергосистемой
Дополнительная турбина работает при скользящем давлении, поддерживаемом на таком уровне, чтобы при соответствующей температуре рабочего тела не началась конденсация пара. Характеристики работы дополнительной турбоустановки приведены в табл. 1.
Первые 5 ч 50 мин после обесточивания давление на входе в турбину поддерживается равным штатному (0,93 МПа) посредством БРУ. Далее БРУ открывается полностью, давление становится ра
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.