Содержание материала

При анализе безопасности ЭБ АЭС рассматриваются режимы нормальной эксплуатации, нарушений нормальных условий эксплуатации и аварийные режимы [19,26,43,46].
Все режимы нарушения нормальных условий эксплуатации и аварийные режимы можно, как рассматривалось выше, разделить на следующие группы:

  1. режимы с нарушением работы систем, влияющих на реактивность;
  2. нарушение расхода теплоносителя;
  3. нарушение условий охлаждения со стороны второго контура;
  4. режимы с разгерметизацией второго контура;
  5. режимы с разгерметизацией первого контура.

Ниже приведены краткие описания и особенности некоторых аварийных режимов для ВВЭР-1000.
Из 1-й группы режимов, влияющих на реактивность, рассмотрим режим выброса органа регулирования из активной зоны ЯР.
Под выбросом регулирующего органа из активной зоны реактора понимается внезапное быстрое перемещение регулирующего органа из начального положения в крайнее верхнее положение. Такая ситуация может возникнуть в результате разрыва чехла механизма перемещения органа системы управления реактора по периметру из-за возникающего при этом перепада давления на элементах привода органа СУЗ. Увеличение мощности реактора приводит к увеличению температуры топлива и теплоносителя и повышению давления в первом и втором контурах. В результате аварийной ситуации по периоду разгона менее 10 с по повышению уровня нейтронного потока подается сигнал на срабатывание аварийной защиты. С учетом задержки на прохождение и формирование сигнала органы СУЗ начинают свое падение через 0,4 с с момента начала аварии, обеспечивая безопасный останов реактора.
Мощность реактора и другие основные параметры первого и второго контуров снижаются. Мощность реактора - до уровня остаточных тепловыделений, давление второго контура - до давления срабатывания стопорных клапанов турбогенератора - 52 кг/см2, а давление первого контура - до 140 кг/см2 на 65-й секунде процесса.
При этом во всех случаях обеспечивается надежное охлаждение активной зоны реактора, минимальное значение коэффициента запаса до кризиса теплообмена больше допустимого значения.
Из 2-й группы режимов с нарушением расхода теплоносителя рассмотрим режим заклинивания ротора или обрыва вала ГЦН.
Он возможен в результате механического повреждения ГЦН из-за попадания посторонних предметов в проточную часть, поломки рабочего колеса или узла уплотнения ГЦН. При заклинивании насоса напор его уменьшается, что приводит к срабатыванию аварийной защиты реактора. Мгновенная остановка ГЦН какой-либо петли сокращает расход теплоносителя через реактор на 25 % от номинального значения. Мощность реактора по достижению уставки на понижение перепада давления на ГЦН (менее 2,5 кг/см2) снижается до уровня остаточных тепловыделений через 5 с. Несоответствие начальной мощности реактора, превышающей проектную для оставшихся в работе ГЦН, и нового уменьшенного расхода теплоносителя повышает температуру теплоносителя, что может привести к недостаточному охлаждению активной зоны и, следовательно, к появлению кризиса теплообмена на поверхности максимально теплонапряженных твэлов.
3-я группа режимов - нарушение условий охлаждения со стороны второго контура. Нарушения или неисправности в работе оборудования второго контура могут привести к изменению температурного режима работы парогенератора, в результате чего нарушается теплообмен между первым и вторым контурами, однако мы рассматривать их не будем, так как они не относятся к аварийным режимам для ЭБ АЭС с ВВЭР-1000 (это режимы ННЭ).
Из 4-й группы режимов, связанных с разуплотнением второго контура, рассмотрим кратко следующие аварийные режимы:

  1. разрыв паропровода;
  2. непредусмотренное открытие ПК ПГ (или БРУ-А);
  3. непредусмотренное открытие БРУ-К;
  4. разрыв трубопровода питательной воды парогенераторов.

Режимы с разуплотнением второго контура характеризуются большой скоростью снижения давления в зависимости от места разуплотнения. Наибольшая скорость снижения давления будет иметь место в режиме разрыва паропровода до отсечного клапана парогенератора.
При непредусмотренном открытии одного из четырех БРУ-К снижение давления в паровом коллекторе оказывает влияние на все парогенераторы и расхолаживание первого контура в целом. Поэтому этот режим является более благоприятным в части безопасности, чем режимы непредусмотренного открытия БРУ-А и ПК ПГ.
Разрыв (разуплотнение) паропровода является одним из наиболее опасных аварийных событий, предусмотренных в проекте АЭС при разрыве паропровода. В качестве критерия безопасности принят второй проектный предел повреждения. При этом обеспечиваются:

  1. температура оболочек твэл не более 1200 °C;
  2. локальная глубина окисления оболочек твэлов не более 18 % первоначальной толщины стенки;
  3. доля прореагировавшего циркония не более 1 % его массы в активной зоне.

Рассмотрение изменения параметров твэла показывает, что максимальная температура топлива не превышает 2000 °C, а температура оболочки 1020 °C. Локальная глубина окисления оболочек  твэл не превышает

  1. % первоначальной толщины стенки. Кризис теплообмена отсутствует для твэлов с нагрузкой 0,8 максимальной.

Срабатывание аварийной защиты из-за высокой температуры повторной критичности теплоносителя не предотвращает повторного увеличения мощности. Так, в отсутствие перемешивания теплоносителя в реакторе, начиная с 20-й секунды аварии, в “холодном” секторе аз может иметь место неуправляемый рост тепловой мощности до значения, соответствующего тепловому потоку, снимаемому из первого контура в аварийном парогенераторе
Максимальное значение мощности в “холодном” секторе аз составляет 43 % номинальной. Дальнейшее снижение мощности в холодном секторе аз вызвано снижением снимаемого из первого контура теплового потока и ростом температуры теплоносителя на входе в “холодный” сектор.
Меры, принимаемые для режимов с разрывом паропровода (срабатывание АЗ, отключение ГЦН петли с неотсеченными от течи ПГ, отключение подачи основной питательной воды в аварийный ПГ), обеспечивают непревышение второго проектного предела повреждения твэл.
Непредусмотренное открытие ПК ПГ (БРУ-А) вызывает уменьшение давления пара и необходимость увеличения расхода питательной воды в этот парогенератор. Повышенный расход питательной воды, номинальный расход на турбину и истечение пара через открывшийся клапан уменьшают среднюю температуру теплоносителя первого контура. По понижению давления первого контура или по повышению мощности реактора срабатывает аварийная защита реактора, увеличивая расхолаживание реакторной установки.
Пропускная способность как сбросного, так и предохранительного клапанов парогенератора имеет примерно равное значение по производительности парогенераторов - 60 % и 50 % соответственно. При одних и тех же условиях степень и скорость расхолаживания реакторной установки при предусмотренном открытии БРУ-А и ПК ПГ будут примерно одинаковыми.
Подача питательной воды в парогенераторы от АПЭН происходит через 120 с с момента обесточивания. Высокий уровень мощности реактора с уменьшающимся расходом теплоносителя через активную зону определяют условия для надежного охлаждения максимально теплонапряженных твэл.
Анализ показал, что вследствие высокого уровня мощности и уменьшенного расхода теплоносителя в каналах с коэффициентами отличия мощности твэл от средней, превышающими 1,4, возникает кризис теплообмена. Количество твэл, на поверхности которых имеет место кризис теплообмена, не превышает 1140.     
Максимальная температура оболочки самого напряженного твэл равна ≈656 °C.
Непредусмотренное открытие БРУ-К протекает более благоприятно, чем другие режимы с разуплотнением второго контура, потому что БРУ-К расположены на паровом коллекторе и воздействуют одновременно на все четыре парогенератора, уменьшение температуры теплоносителя на входе в реактор происходит одинаково во всех четырех петлях реакторной установки. Таким образом, влияние коэффициентов реактивности по температуре теплоносителя в среднем по активной зоне одинаково. В этом случае отсутствует “аварийный сектор” по активной зоне, и неблагоприятная комбинация коэффициентов реактивности по температуре топлива и теплоносителя существенного вреда эксплуатации реакторной установки не принесет. Органы СУЗ компенсируют вводимую при расхолаживании реактивность. Наличие положительных коэффициентов реактивности по температуре теплоносителя при расхолаживании первого контура в режиме непредусмотренного открытия БРУ-К снижает мощность реактора, при отрицательных коэффициентах - мощность реактора возрастает до уставки на срабатывание предупредительной защиты 1-го рода. Дальнейший рост мощности приведет к срабатыванию аварийной защиты реактора, если это не произошло раньше по причине пониженного давления в первом контуре. Надежное охлаждение активной зоны реактора в режиме непредусмотренного открытия БРУ-К обеспечивается, но минимальное значение коэффициента запаса до кризиса теплообмена больше предельного значения.
При разрыве трубопровода питательной воды между парогенератором и обратным клапаном аварийный парогенератор отсечь от течи не представляется возможным, и расхолаживание первого контура будет происходить до полного осушения парогенератора. Режим разрыва трубопровода не является регламентирующим, по которому определяются защитные мероприятия (защиты и блокировки реактора и парогенератора). Поэтому необходимо обеспечение надежного охлаждения аз реактора.
При разрыве трубопровода питательной воды вследствие падения давления в напорных магистралях питательной воды отключаются питательные насосы. Из аварийного парогенератора происходит истечение пара.
Срабатывание аварийной защиты реактора происходит на 1-й секунде процесса по сигналу “разрыв паропровода”, отсечной клапан парогенератора закрывается, по перепаду давления закрывается обратный клапан парогенератора, температура теплоносителя в активной зоне достигает к 200- й секунде 200 °C при полном несмешении и 270 °C при идеальном перемешивании теплоносителя в реакторе. Минимальный уровень пароводяной смеси в парогенераторе к 200-й секунде составляет 0,15 м.
В режиме разрыва трубопровода питательной воды обеспечивается надежное охлаждение активной зоны реактора и минимальное значение коэффициента запаса до кризиса теплообмена (больше допустимого значения). Обеспечение безопасной эксплуатации выполняется принятым при разрывах паропроводов комплексом мероприятий.
Из 5-й группы режимов, с разгерметизацией (разуплотнением) первого контура, рассмотрим кратко следующие аварийные режимы:
-разрыв ГЦТ полным сечением и трубопроводов 1-го контура диаметром Ду > 300 мм;

  1. непредусмотренное срабатывание ПК КД;
  2. разрыв трубопроводов 1-го контура диаметром Ду < 109 мм.

При разрыве трубопроводов большого диаметра ГЦТ из-за выброса значительных масс теплоносителя происходит резкое снижение давления в первом контуре, обезвоживание активной зоны и, как следствие этого, ухудшение теплоотвода от активной зоны и резкий рост температуры оболочки твэлов. Если не принять специальных мер, то может произойти их расплавление.
В качестве "больших" течей 1-го контура можно рассмотреть:

  1. максимальную проектную аварию - разрыв ГЦТ на входе в реактор;
  2. разрыв ГЦТ на выходе из реактора;
  3. разрыв соединительного трубопровода “КД - горячая нитка ГЦТ”;
  4. разрыв трубопровода сброса из КД;

-разрыв соединительного трубопровода “емкость САОЗ - напорная камера реактора”;

  1. разрыв соединительного трубопровода “емкость САОЗ - сборная камера реактора”.

Аварийный процесс с разрывом трубопровода первого контура большого диаметра условно можно условно разделить на следующие стадии: начальная стадия аварии, характеризующаяся резким изменением параметров теплоносителя и твэлов, обезвоживанием реактора;
стадия повторного залива и длительного расхолаживания, характеризующаяся низким давлением теплоносителя в первом контуре, отводом тепла остаточных тепловыделений от активной зоны реактора.
Проведенный расчетный анализ влияния разных факторов на условия охлаждения активной зоны показал, что наиболее тяжелым режимом с точки зрения охлаждения активной зоны является разрыв ГЦТ на входе в реактор с коэффициентом расхода 0,8 из обоих концов разорвавшегося трубопровода при симметричном профиле энерговыделений по высоте активной зоны.
Вследствие разрыва начинается истечение теплоносителя из обоих концов трубопровода. Начальный расход течи из “холодного” патрубка (короткий конец) составляет 25000 кг/с, из длинного конца - 17000 кг/с. В дальнейшем расход течи уменьшается вследствие падения давления в первом контуре.
Одновременно с разрывом трубопровода происходят обесточивание АЭС и закрытие стопорных клапанов турбин; начинается механический выбег ГЦН. Вследствие резкого падения давления и уменьшения расхода теплоносителя в активной зоне наступает кризис теплообмена и начинается рост температуры оболочек твэлов. Максимальное значение температуры оболочки в “горячей” точке наиболее теплонапряженного твэла достигается на 6-й секунде и составляет -1070 °C; далее в связи с некоторым увеличением расхода теплоносителя через активную зону температура оболочки снижается.
На стадии повторного залива происходит повышение температуры оболочки в “горячей” точке до 1010 °C с последующим ее снижением до значения, равного температуре теплоносителя, по мере продвижения фронта охлаждающей воды по высоте активной зоны, подаваемой от системы САОЗ.
Поступление воды из емкости САОЗ начинается на 8-й секунде с начала аварии и заканчивается на 60-й секунде. До 14-й секунды возможен унос в течь воды от одной емкости, подключенной к напорной камере, врезка от которой находится рядом с патрубком разорвавшегося трубопровода. На стадии повторного залива учтена подача от трех емкостей. Подача воды от низконапорного насоса аварийного расхолаживания начинается на 40-й секунде с начала аварии. При температуре оболочки твэлов выше 700 °C начинается пароциркониевая реакция.
Максимальная толщина прореагировавшего слоя циркония составляет 15,5 % первоначальной толщины оболочки; доля прореагировавшего циркония составляет 0,7 % его массы в активной зоне.
Авария разрыва соединительного трубопровода “КД - горячая нитка ГЦТ” (труба 426x40) происходит аналогично аварии разрыва ГЦТ. Однако изменение параметров происходит гораздо медленнее, поэтому условия охлаждения активной зоны лучше и твэлы успевают расхолодиться почти до температуры теплоносителя.
В результате протекания аварии разрыва трубопровода сброса из КД (труба 245x18) вследствие вскипания воды в первом контуре уровень воды в КД поднимается и через разрыв начинает вытекать пароводяная смесь.
Подача воды двумя высоконапорными насосами аварийного расхолаживания не компенсирует утечку теплоносителя и при снижении давления в первом контуре ниже 60 кгс/см2 происходит периодическая подача воды из емкостей САОЗ. Активная зона не осушается, и твэлы расхолаживаются до температуры теплоносителя.
В результаты протекания аварии разрыва трубопроводов, соединяющих емкость САОЗ с напорной и сборной камерами реактора (труба 351x36), протекание процесса при разрыве трубопровода “емкость САОЗ - напорная камера” аналогично аварии разрыва ГЦТ на входе в реактор, но изменение параметров несколько медленнее. Вследствие уменьшения расхода воды через активную зону наступает кризис теплообмена и начинается рост температуры оболочек твэлов. Однако деформации оболочек твэлов не происходит, и твэлы через некоторое время начинают расхолаживаться.
При разрыве трубопровода “емкость САОЗ - сборная камера” твэлы расхолаживаются до температуры теплоносителя. Осушения активной зоны не происходит. Начиная с 100-й секунды с начала аварии, истечение теплоносителя из первого контура компенсируется подачей воды от системы САОЗ.
Режим непредусмотренного срабатывания ПК КД. Под аварийной ситуацией, связанной с непредусмотренным открытием предохранительного клапана компенсатора давления, понимается ложное срабатывание импульсного клапана с последующим открытием главного предохранительного клапана и его механическим заклиниванием при работе установки на мощности на номинальных параметрах.
Непосадка предохранительного клапана КД приводит к течи теплоносителя первого контура в течение всего переходного процесса и относится, таким образом, к категории аварий, ведущих к уменьшению количества теплоносителя первого контура.
Режим непредусмотренного срабатывания предохранительного клапана компенсатора давления рассматривается с наложением обесточивания станции на начало аварии, в результате чего происходит:

  1. выбег ГЦН;
  2. отключение системы компенсации КД (впрыска и нагревателей);
  3. прекращение подачи питательной воды в ПГ;
  4. отключение БРУ-К;
  5. отключение турбогенераторов;
  6. включение системы запуска и ступенчатого нагружения дизель- генераторов, которая обеспечивает подачу борного раствора от высоконапорных насосов не позднее 60-й секунды с момента обесточивания и запуск аварийных питательных насосов ПГ не позднее 120-й секунды (указанное время включает время запуска насосов и время открытия клапанов).

После возникновения аварии по признаку обесточивания с задержкой

  1. с происходят срабатывание аварийной защиты и снижение мощности до уровня остаточных тепловыделений. Расход теплоносителя первого контура вследствие выбега ГЦН снижается. К 500-й секунде переходного процесса развивается устойчивая естественная циркуляция и расход стабилизируется на уровне 0,1 (относительное значение). С начала аварийного процесса давление теплоносителя первого контура быстро снижается, что приводит на 300-й секунде к вскипанию теплоносителя и уменьшению скорости падения давления. Подпитка первого контура холодной водой от насосов и емкостей замедляет процесс парообразования в нем и, наконец, прекращает его на 1340-й секунде. Дальнейшее заполнение контура водой и превышение суммарного расхода подпитки над расходом в течь приводит на 1460-й секунде к росту давления (на 10 кгс/см2), после чего наступает стабилизация параметров. На 1800-й секунде устанавливаются следующие параметры теплоносителя в первом контуре: давление - 60 кгс/см2, температура на выходе из аз - 260 °C, максимальная температура оболочки твэла - 265 °C, максимальная температура топлива - 290 °C, масса теплоносителя в первом контуре - 290 т.

Из результатов исследования следует, что максимальная температура оболочки самого напряженного твэла в процессе аварии не превышает номинального значения, равного 350 °C. Пароциркониевая реакция отсутствует. Окисления оболочек твэлов не происходит. Активная зона находится в подкритическом состоянии. Низкие температуры топлива и оболочки твэлов в процессе аварии обеспечивают возможность последующего демонтажа активной зоны и внутри корпусных устройств.
Разрыв трубопроводов 1-го контура Ду < 109 мм. При этом можно рассматривать "средние" течи 1-го контура (компенсируемые работой систем подпитки-продувки вместе с системами ввода бора с расходом менее 200 т/ч, но более 60 т/ч) и "малые" течи 1-го контура (компенсируемые работой систем подпитки-продувки с расходом менее 60 т/ч).
При работе установки на мощности могут иметь место как частичные, так и полные разрывы трубопроводов, присоединенных к ГЦТ. Система аварийного охлаждения активной зоны реактора должна обеспечивать безопасность реакторной установки при любых размерах и расположении места течей теплоносителя из первого контура. Поэтому при анализе данных аварий конкретные пути, приводящие к возникновению течи, ввиду их многообразия не рассматривались, а сразу принималось наличие течи в наиболее неблагоприятных местах.
После возникновения аварии по признаку обесточивания с задержкой 2,3 с происходит срабатывание аз и снижение мощности реактора до уровня остаточных тепловыделений. Одновременно начинается выбег ГЦН. Вследствие разуплотнения первого контура давление в нем быстро снижается, что приводит к вскипанию теплоносителя. Это приводит к уменьшению скорости падения давления в первом контуре. Расход теплоносителя в течь превышает расход от насосов аварийного впрыска бора, вследствие этого происходит уменьшение массы теплоносителя первого контура. На 423-й секунде давление в первом контуре достигает давления срабатывания емкостей САОЗ. Работа емкостей в этом режиме в условиях достаточно высокого паросодержания в контуре и течи Ду < 109 приводит к сепарации теплоносителя и срыву циркуляции в ГЦТ.
Анализ результатов режимов с “малыми” течами эквивалентным диаметром Ду < 109 мм показал, что в рассмотренных режимах существует устойчивая естественная циркуляция теплоносителя первого контура. Анализ результатов режима с течью Ду < 109 мм из “холодной” нитки ГЦТ показал, что после 423-й секунды аварийного процесса происходят срыв естественной циркуляции теплоносителя первого контура и образование гидрозатворов в U-образных участках “холодных” ниток ГЦТ. Однако во всех рассмотренных режимах максимальные температуры топлива и оболочки не превышают значений для нормальных условий эксплуатации (1990 °C и 350 °C соответственно). Кризис теплообмена на поверхности твэлов не возникает. Пароциркониевая реакция отсутствует в течение всего аварийного процесса.
Необходимо также рассмотреть режим разрыва трубки теплообмена ПГ. Режим разрыва трубки теплообмена ПГ рассматривается как результат мгновенного поперечного разрыва трубки ПГ с истечением теплоносителя из первого контура во второй. Рассмотренный режим анализируется с учетом полного обесточивания и одновременного закрытия стопорных клапанов турбины.
При разрыве трубки теплообмена ПГ снижается давление теплоносителя первого контура, а также уровень в КД. По сигналу снижения уровня в КД включается подпитка первого контура на максимальную производительность -16,67 кгс/с. Расход течи из разорвавшейся трубки ПГ определяется по перепаду давления между первым и вторым контуром. Параметры второго контура не изменяются, поскольку приток теплоносителя во второй контур заставляет регулятор уровня воды в аварийном ПГ снижать расход поступающей питательной воды, что приводит к стабилизации параметров второго контура. Результаты показывают, что в начале процесса течь некомпенсируема (17,03 кг/с), начальная (максимальная) скорость снижения давления в первом контуре составляет 1,2х10-3 (кгс/см2)/с.
При давлении 152 кгс/см2 течь из первого контура становится компенсируемой в течение шести часов. Обнаружение течи производится по активности продувочной воды ПГ либо по увеличению активности пара, либо по наличию дебаланса продувочной и подпиточной воды более 3,5 т/ч. Оператор располагает достаточным временем для принятия решений по расхолаживанию блока.
В целях определения минимально возможного запаса до кризиса теплообмена рассмотрен вариант разрыва трубки ПГ с учетом дополнительного отказа - обесточивания АЭС в момент времени, когда течь из первого контура во второй становится компенсируемой. Течь опять становится некомпенсируемой, поскольку отключилась подпитка первого контура. Закрытие стопорных клапанов турбины приводит к росту давления во втором контуре сначала до давления срабатывания БРУ-А, затем ПК ПГ. В дальнейшем давление второго контура поддерживается работой БРУ-А.
Снижение параметров первого контура приводит к срабатыванию высоконапорных насосов впрыска бора, и течр снова становится компенсируемой. Параметры второго контура стабилизируются. Надежное охлаждение активной зоны обеспечивается, минимальное значение коэффициента запаса до кризиса составляет 1,2, что больше допустимого значения.
Отрыв крышки коллектора ПГ. При отрыве крышки коллектора ПГ по первому контуру теплоноситель поступает в ПГ через кольцевую щель между патрубком Ду = 800 мм и коллектором ПГ. Происходит снижение давления в первом контуре, в результате чего срабатывает аварийная защита и производится запуск механизмов систем безопасности. В случае, если произошло обесточивание АЭС, осуществляется запуск источников надежного питания собственных нужд блока. Давление в ПГ растет, достигая своего максимального значения 80 кгс/см2, и этим открываются БРУ-А и ПК ПГ, затем давление первого контура и аварийного ПГ поддерживается БРУ-А на уровне 68 кгс/см2.
Проведенный анализ аварийных ситуаций с “малыми” течами теплоносителя первого контура показал, что во всех режимах, кроме течи Ду = 109 мм, существует устойчивая естественная циркуляция в течение всего предусмотренного периода процесса. При рассмотрении аварийного режима с течью Ду = 109 мм на 425-й секунде происходит срыв циркуляции теплоносителя первого контура и образование гидрозатворов в U-образных участках холодных ниток ГЦТ, однако система аварийного охлаждения аз обеспечивает надежное охлаждение аз реактора, не допуская ее обезвоживания. Максимальные температуры топлива и оболочки наиболее теплонапряженного твэла не превышают значений для нормальных условий эксплуатации. Пароциркониевая реакция отсутствует в течение всего аварийного процесса. Кризис теплообмена на поверхности твэлов не возникает.
Анализ режима течи теплоносителя из первого контура во второй показал, что активная зона в процессе аварии остается залитой водой. Температуры топлива и оболочек твэл для максимально нагруженного сечения не превышает температур исходного состояния. Кризис теплообмена в данном режиме не наступает, превышения проектных пределов не происходит. Максимальный выброс теплоносителя 1-го контура в окружающую среду с учетом отказа на закрытие БРУ-А аварийного ПГ составляет 250 т. Запаса воды, оставшегося в баке-приямке, достаточно для устойчивой работы контура расхолаживания.
В заключение кратко рассмотрим общие особенности физических процессов при течах 1-го контура.
В первом контуре теплоноситель нормально находится в недогретом до насыщения состояния, за исключением КД, Поэтому при образовании течи первоначально из контура истекает не догретая до насыщения вода. За счет этого давление в контуре снижается, и состояние истекающей среды приближается к состоянию насыщения. После достижения давления насыщения происходит истечение из контура пароводяной смеси с постепенно возрастающим паросодержанием. Однако, если течь небольшая и в контуре будет успевать происходить сепарация пара и воды, то до тех пор, пока граница раздела между паром и водой не достигнет отверстия, через которое происходит истечение, из контура будет истекать насыщенная вода. Характер переходных процессов при максимальной проектной аварии в значительной мере определяется характером истечения теплоносителя из первого контура.
В начальный момент аварии расход теплоносителя из первого контура достигнет огромной величины. Это приводит к быстрому освобождению первого контура от теплоносителя. Давление в первом контуре также быстро снижается, что снижает скорость истечения теплоносителя. Начальная стадия развития аварии характеризуется волновыми процессами в первом контуре. После разрыва ГЦН от места разрыва по обоим направлениям циркуляционной петли распространяются волны разрежения. Так как расстояние от места разрыва до активной зоны не одинаково, то волны разрежения неодновременно доходят до нижней и верхней частей активной зоны. Это приводит к возникновению на активной зоне обратного перепада давления, во много раз превышающего перепад давления при нормальной эксплуатации. В местах резкого изменения геометрии первого контура происходит отражение волн, в итоге возникают сложные колебания давления в первом контуре. Существенное влияние на перепад давления оказывает время раскрытия сечения при разрыве. Обычно предполагается мгновенный разрыв. Перепад давления на активной зоне колеблется, неоднократно изменяя знак. Соответственно изменяет знак, проходя через нулевое значение, расход теплоносителя через активную зону. В связи с этим уже в самом начале МПА возникают условия для кризиса теплообмена в активной зоне реактора (рис. 72). Как-либо повлиять на разогрев твэлов на этом этапе развития аварии не представляется возможным. Следующий этап разогрева твэлов связан с опорожнением первого контура и оголением активной зоны. Вследствие снижения давления происходит вскипание теплоносителя в первом контуре. Через разорванный трубопровод истекает двухфазный поток. Быстротечность процесса и связанные с этим высокие скорости двухфазного потока практически исключают сепарацию воды в первом контуре. Основная ее масса выносится из контура вместе с паром. Плотность среды, охлаждающей активную зону реактора, быстро снижается. Условия ее охлаждения ухудшаются, начинается второй этап разогрева оболочек твэлов. Впрыск воды в реактор системой аварийного охлаждения начинается после того, как давление в реакторе упадет ниже давления азота в гидроаккумуляторах.
Разрыв главного циркуляционного трубопровода может произойти в любом месте на всем протяжении от входа в реактор до выхода. Наиболее опасным является разрыв трубопровода на входе в реактор. В этом случае за счет гидравлического сопротивления длинного участка поврежденной петли, в том числе сопротивления гидрозатворов (по условиям компоновки циркуляционных петель реактора в них трудно избежать участков, в которых при авариях с потерей теплоносителя могут оставаться водяные пробки, образующие гидрозатворы), в верхней камере реактора создается подпор, приводящий к образованию разности уровней воды в активной зоне и в спускном канале реактора. Из-за этого активная зона не может быть заполнена водой на высоту, большую, чем высота, равная отметке входного патрубка реактора за вычетом указанной разности уровней. Вся вода, впрыснутая в реактор, после достижения этой высоты будет выливаться через разорванный входной патрубок реактора.
Затопление активной зоны водой будет возрастать лишь по мере снижения остаточного энерговыделения и уменьшения количества генерируемого в активной зоне пара. Проблема преодоления указанного препятствия затоплению активной зоны водой известна как проблема паровой пробки. Наиболее распространенным путем решения этой проблемы является подавление паровой пробки посредством впрыска части воды системой аварийного охлаждения в верхнюю камеру реактора. После создания в активной зоне уровня воды с помощью гидроаккумуляторов он поддерживается и постепенно увеличивается до полного затопления с помощью насосов низкого давления. При малых авариях появляются некоторые особенности, которые учитываются при проектировании систем аварийного охлаждения. Впрыск воды в первый контур при малых авариях осуществляется насосами высокого давления.
Возможна ситуация, когда утечка теплоносителя из первого контура первоначально превосходит подпитку его за счет работы насоса высокого давления, и в дальнейшем, после того, как через поврежденное место первого контура начинает вытекать пар, давление в первом контуре стабилизируется. Если при этом утечка из первого контура продолжает превосходить подпитку, то уровень воды в реакторе будет опускаться до тех пор, пока не начнет оголяться активная зона. Когда вследствие этого сократится количество генерируемого в реакторе пара, давление в первом контуре и утечка также уменьшатся. При некоторой степени оголения активной зоны утечка из первого контура, равная генерируемому в активной зоне количеству пара, сравняется с подпиткой. При этом произойдет стабилизация процесса и по давлению, и по уровню воды в реакторе.