Обоснование теплогидравлических характеристик ВВЭР - Ввод в эксплуатацию РУ ВВЭР-1000 (В-302 и В-338)

2.6.6 Ввод в эксплуатацию РУ ВВЭР-1000 (В-302 и В-338) «малой» серии АЭС

Южно-Украинская АЭС (В-302), 1-й блок

Реакторная установка В-302 является модернизацией реакторной установки В-187 (5-го блока НВАЭС). Отличия состоят в следующем:

1. применены бесчехловые кассеты с меньшим размером «под ключ», что позволило увеличить количество кассет в активной зоне до 163 шт. (вместо 151 шт. на 5-м блоке НВАЭС);
2. количество приводов СУЗ на верхнем блоке реактора уменьшено со 109 до 49 шт; в каждом ОР СУЗ количество ПЭЛ увеличено с 12 до 18 шт.;
3. заменены приводы ЛШП на приводы ШЭМ с большим тяговым усилием.

Остальное оборудование РУ В-302 и его компоновка унифицированы с РУ В-187.
1-й блок ЮУАЭС является одним из блоков «малой» серии РУ ВВЭР-1000 и компоновкой петель 5-го блока НВАЭС. Блоки «малой» серии, в отличие от 5-го блока НВАЭС, имеют одну турбогенераторную установку мощностью 1000 МВт (зл.).
В составе проектной документации для ввода блока в эксплуатацию был разработан комплекс программ и методик испытаний, в том числе «Программа и методика теплогидравлических испытаний, 302.00.00.00.000 ПМ1», которая распространялась на все реакторные установки «малой» серии (РУ В-302 - 1-й блок ЮУАЭС и РУ В-338 - 2-й блок ЮУАЭС и 1-й, 2-й блоки Калининской АЭС).
В соответствии с данной программой для блоков «малой» серии предусматривалось проведение следующих испытаний и измерений:

1. измерения тепловых и гидравлических характеристик первого контура;
2. испытания режимов планового разогрева и расхолаживания реакторной установки;
3. испытания режима естественной циркуляции теплоносителя в первом контуре;
4. снятие теплового баланса по первому и второму контурам;
5. теплогидравлические испытания оборудования шахтного объема и верхнего блока;
6. исследования перемешивания петлевых потоков теплоносителя в реакторе.

На этапе циркуляционной промывки первого контура вместо ВКУ и активной зоны в реактор устанавливалось дроссельное устройство в виде верхней части шахты, которая имитировала гидравлическое сопротивление ВКУ и активной зоны.
На этапе горячей обкатки оборудования первого контура в реактор устанавливались штатные ВКУ и имитационная зона. Имитаторы кассет по конструкции аналогичны штатным бесчехловым кассетам ВВЭР-1000.
На этапах циркуляционной промывки и горячей обкатки использовалась панель пусконаладочной системы гидравлических измерений для получения полного контроля по перепадам давления на всех участках гидравлического тракта первого контура и для получения данных о распределении расходов теплоносителя на входе в кассеты (имитаторы кассет). Для измерения расходов в хвостовиках имитаторов кассет устанавливались усовершенствованные по сравнению с 5-м блоком НВАЭС расходомерные устройства в виде каплеобразных вытеснителей с отборами полного давления потока теплоносителя и статического давления из наиболее узкого проходного сечения. Для получения метрологических характеристик партия расходомерных устройств тарировалась на стенде с моделированием опорных труб и условий установки расходомеров в хвостовиках имитаторов.
Данные расходомерные устройства по сравнению с расходомерными устройствами типа трубки Пито-Прандтля, которые использовались в хвостовиках имитаторов кассет на 5-м блоке НВАЭС, оказались менее чувствительны к гидравлике на входе в перфорацию опорных труб шахты реактора и давали более представительные результаты замеров.
На этапе циркуляционной промывки при уровне температур в первом контуре 60—130 °C с целью предварительной оценки гидродинамических условий работы первого контура измерялись следующие гидравлические характеристики и параметры:

1. давление в первом контуре;
2. температура теплоносителя в первом контуре;
3. перепады давления на ГЦН (для определения производительности ГЦН по их напорным характеристикам);
4. перепад давления на внутрикорпусном дроссельном устройстве;
5. перепады давления на парогенераторах;
6. перепады давления на ГЗЗ.

На этапе обкатки оборудования первого контура выполнялся основной объем гидравлических измерений. Измерения проводились в «холодном» режиме (при температуре первого контура до 130 °C) и в «горячем» режиме (при температуре первого контура 260-280 °C) при различном количестве и сочетании работающих ГЦН и различных положениях ГЗЗ на неработающих петлях (ГЗЗ открыты, закрыты).
На этапе обкатки оборудования измерялись и определялись следующие гидравлические характеристики:

1. перепады давления на ГЦН (по перепадам давления на ГЦН и их напорным характеристикам определялись расходы теплоносителя по петлям и через реактор). Дополнительный контроль за расходами по петлям осуществлялся также по замеренным перепадам давления на ГЗЗ;
2. перепады давлений на расходомерных устройствах в хвостовиках измерительных имитаторов кассет (по перепадам давлений определялось распределение расходов теплоносителя на входе в кассеты);
3. перепады давления на элементах оборудования и участках тракта первого контура (на основе которых определялись КГС участков):
4. на измерительных имитаторах кассет (на активной зоне);
5. на перфорации опорных труб шахты;
6. на эллиптическом днище шахты совместно с опускной щелью между корпусом реактора и шахтой;
7. на входном участке реактора (от камеры входных патрубков до хвостовиков кассет);
8. на выходном участке реактора (включая межтрубное пространство БЗТ, дроссельный цилиндр БЗТ и перфорированный участок шахты);
9. в целом на реакторе без патрубков;
10. на горячей нитке петли (от камеры выходных патрубков реактора до парогенератора);
11. на холодной нитке петли (от напорного патрубка ГЦН до камеры входных патрубков реактора);
12. на парогенераторе (при прямом и обратном токе теплоносителя);
13. на работающем и остановленном ГЦН.

Результаты измерений теплогидравлических характеристик РУ на этапе энергетического пуска и освоения мощности

В процессе испытаний на этапе энергетического пуска и освоения мощности при загрузке активной зоны штатными кассетами окончательно были определены и уточнены полученные на предыдущих этапах гидравлические характеристики первого контура и определены теплогидравлические характеристики реакторной установки на этапах освоения различных уровней мощности (МКУ, 50, 75, 100% Nном).
На данном этапе испытаний использовалась штатная система КИП (СВРК, ИВС, БЩУ) и определялись следующие характеристики и параметры:

1. давление в первом контуре;
2. давление пара в ГПК;
3. температуры теплоносителя в холодных и горячих нитках петель;
4. разность температур теплоносителя в горячей и холодной нитках петель;
5. напоры ГЦН;
6. расходы теплоносителя в петлях;
7. расход теплоносителя через реактор;
8. тепловая мощность реактора:
9. по параметрам первого контура;
10. по параметрам второго контура;

- по ДПЗ (КНИ);
- по АКНП;

1. средневзвешенное значение мощности активной зоны;
2. перепад давления на реакторе;
3. перепады давления на парогенераторах;
4. температуры теплоносителя на выходе из кассет (ТП в 95 кассетах);
5. энерговыделения в кассетах (КНИ в 64 кассетах).

Результаты измерений основных теплогидравлических характеристик РУ 1-го блока ЮУАЭС на номинальной мощности приведены в табл. 2.9 в сравнении с проектными значениями.
Результаты измерений теплогидравлических характеристик РУ, полученные на этапе горячей обкатки и на этапах освоения номинальной мощности, показали:

Глава вторая
Таблица 29

1. расходы теплоносителя и гидравлические сопротивления оборудования первого контура близки к проектным значениям;
2. измеренные основные теплогидравлические характеристики РУ на номинальной мощности соответствуют проектным требованиям и находятся в пределах Таблицы допустимых режимов эксплуатации;
3. теплогидравлические характеристики РУ контролируются проектными системами СВРК, ИВС и КИП БЩУ с проектной точностью;

4) обеспечиваются контроль тепловой мощности реактора предусмотренными в проекте оперативными способами (по параметрам первого и второго контуров, по ДПЗ и АКНП) в пределах погрешностей этих способов и определение средневзвешенной мощности реактора с погрешностью в пределах проектных требований (±2% Νном).

Исследования режимов естественной циркуляции теплоносителя в первом контуре

Переходные режимы с принудительной циркуляции на естественную циркуляцию теплоносителя в первом контуре протекают плавно при работе различного количества петель.

Теплогидравлические испытания оборудования шахтного объема и верхнего блока

На этапе горячей обкатки оборудования были проведены измерения и регулировка расходов воздуха на охлаждение шахтного объема (система Р5), верхнего блока (система РЗ) и по различным доступным для замеров каналам, в частности на выходе из каналов охлаждения опорной фермы, на входе в кожухи 19 периферийных приводов СУЗ и через трубы 13 периферийных каналов ТК.
Измерения фактических температур элементов оборудования шахтного объема и верхнего блока в процессе горячей обкатки и при работе реактора на мощности 50, 75,100% Nном проводились на следующих режимах работы вентиляционных систем Р3 и Р5:

1. режим 1 - нормальный режим, при котором работают по одному вентилятору систем Р3 и Р5;
2. режим 2 - с перерывом электропитания систем вентиляции Р3 и Р5 на 30-40 мин;
3. режим 3 - с перерывом электропитания только системы Р5 на 2-3 ч;
4. режим 4 - с прекращением охлаждения воздуха в воздухоохладителе системы Р5 в течение 3 ч при работе вентилятора Р5.

Скорости и расходы воздуха по различным потокам измерялись с помощью пневмозондов и спиртовых микроманометров. Для измерения температуры охлаждающего воздуха и оборудования шахтного объема использовались пусконаладочная и штатная системы КИП.

Средняя температура обмоток электромагнитов приводов ШЭМ определялась по изменению их омического сопротивления в зависимости от температуры.
Результаты измерений теплогидравлических характеристик шахтного объема и верхнего блока приведены в табл. 2.10.
На всех проведенных режимах испытаний вентиляционных систем, включая режимы 2, 3, 4, максимальные температуры элементов оборудования шахтного объема и верхнего блока не превышали предельно допустимых значений.

Таблица 2.10

Исследования перемешивания петлевых потоков теплоносителя в реакторе

Степень перемешивания петлевых потоков определялась на основе результатов измерений температур по петлям и на выходе из кассет на уровнях мощности реактора 3-11% NHОM и неравномерном отводе пара от парогенераторов. Испытания, как и на 5-м блоке НВАЭС, подтвердили, что петлевые потоки в реакторе перемешиваются частично. Согласно результатам проведенных исследований, коэффициент перемешивания (в виде доли массообмена между соседними петлевыми потоками) на участке внутрикорпусного тракта от входных до выходных патрубков составляет: 0,02—0,14 в направлении по часовой стрелке, 0,34-0,42 в направлении против часовой стрелки, среднее значение 0,18-0,22. Эти результаты согласуются с данными, полученными на 5-м блоке НВАЭС.

Испытания режимов планового разогрева и расхолаживания

Режимы разогрева оборудования РУ от холодного состояния до горячего состояния и расхолаживания проводились многократно на этапе обкатки оборудования, энергопуска и освоения мощности. В результате проведенных испытаний подтверждена возможность разогрева РУ до номинальных параметров и расхолаживания до холодного состояния по проектным технологическим регламентам согласно инструкции по эксплуатации РУ.

Заключение

Полученные при испытаниях фактические теплогидравлические характеристики реакторной установки в целом соответствуют проектным данным, указанным в технических условиях, проектной и эксплуатационной документации на оборудование и РУ в целом, и подтверждают возможность эксплуатации реакторной установки 1-го блока ЮУАЭС на проектной мощности 3000 МВт.

Калининская АЭС (В-338), 1-й блок

Реакторная установка 1-го блока Калининской АЭС является головным блоком из серии реакторов В-338, в которых используются реактор ВВЭР-1000 типа В-320 и циркуляционные петли, аналогичные 5-му блоку НВ АЭС и 1-му блоку ЮУАЭС. Отличие от 1-го блока ЮУАЭС состоит в количестве органов регулирования — 61 шт. вместо 49 шт.

Состав теплогидравлических испытаний на этапах ПНР

Измерения гидравлических характеристик тракта первого контура были выполнены на этапах циркуляционной промывки и обкатки оборудования РУ с использованием штатных (приборы БЩУ и ИВС) и нештатных измерительных средств.
На этапах энергопуска и освоения номинальной мощности измерения гидравлических и теплогидравлических характеристик РУ с помощью штатных средств систем контроля (СВРК, ИВС, БЩУ) производились на этапах освоения мощности 50,75, 100% NHОM.
Гидравлические характеристики и параметры первого и второго контуров, необходимые для определения тепловой мощности реактора и сведения теплового баланса по первому и второму контурам, измерялись на уровнях мощности 50,75,100% NH0M с использованием штатных средств и систем контроля.
Теплогидравлические испытания шахтного объема и верхнего блока проводились в период горячей обкатки оборудования РУ (в части контроля и регулировки расходов воздуха) и на уровнях мощности 50,75, 100% NHOM (в части измерения температурного режима оборудования шахтного объема и верхнего блока).
Испытания режима естественной циркуляции теплоносителя по первому контуру проводились на этапе освоения мощности 0-25% NHОM.
Исследования перемешивания петлевых потоков теплоносителя в реакторе проводились на этапе горячей обкатки и на этапе энергопуска.
Испытания режимов разогрева и расхолаживания проводились по мере реализации их на различных этапах.

Работы с применением СПНИ

На период проведения циркпромывки и обкатки оборудования в реактор устанавливались штатные ВКУ и имитаторы бесчехловых кассет с расходомерными устройствами в хвостовиках, аналогичные использованным на этапе обкатки на 1-м блоке ЮУАЭС.
На этапе обкатки оборудования (при t1= 130 °C и t1= 260-280 °C) выполнялся основной объем гидравлических измерений, включая:

1. перепады давления на ГЦН (по величинам перепадов давления на ГЦН и их напорным характеристикам определялись расходы теплоносителя по петлям и через реактор);
2. перепады давлений на расходомерных устройствах в хвостовиках измерительных имитаторов кассет (по перепадам давлений определялось распределение расходов теплоносителя на входе в кассеты);
3. перепады давления на оборудовании и участках тракта первого контура.

Результаты измерений гидравлических характеристик первого контура на этапе обкатки приведены в табл. 2.11.

Таблица 2.11

Результаты измерений теплогидравлических характеристик РУ на этапе энергетического пуска и освоения мощности

На этапах энергетического пуска и освоения мощности при загрузке реактора штатными кассетами теплогидравлические характеристики реакторной установки определялись с помощью штатной системы КИП (СВРК, ИВС, БЩУ) на различных уровнях мощности (МКУ, 50,75, 100% Nном).
Основные результаты измерений теплогидравлических характеристик РУ на номинальной мощности приведены в табл. 2.12.

Результаты теплогидравлических испытаний оборудования шахтного объема и верхнего блока

Измерение расходов охлаждающего воздуха по каналам шахтного объема и через верхний блок на этапе горячей обкатки показало, что подача воздуха вентиляционными системами РЗ и Р5 соответствует проектным требованиям после проведения мероприятий по чистке отдельных каналов опорной фермы и частичного перераспределения расходов воздуха из зоны теплоизоляции верхнего блока в зону сухой защиты.
Измерения температур оборудования шахтного объема и верхнего блока при работе реактора на номинальной мощности проведены для трех режимов работы систем вентиляции:

1. режим 1 — стационарная работа систем вентиляции Р3 и Р5;
2. режим 2 - отключение на 6 ч вентилятора системы Р5;
3. режим 3 — отключение на 4,5 ч охлаждающей воды на воздухоохладители системы Р5 при работающих вентиляторах.

Основные результаты измерений приведены в табл. 2.13 и соответствуют проектным требованиям.
Проверки режимов естественной циркуляции в первом контуре проведены при подключении к реактору четырех, трех и двух петель. Уровни мощности, отводимые естественной циркуляцией теплоносителя, и полученные при этом параметры соответствуют расчетным проектным значениям.
Переход с принудительной циркуляции на естественную после обесточивания ГЦН происходит с плавным изменением параметров. Стабилизация параметров при переходе на ЕЦ происходит к моменту окончания выбега ГЦН. РУ в режиме ЕЦ работает устойчиво.

Таблица 2.12

Таблица 2.13

Таблица 2.14. Результаты испытаний ЕЦ

Основные параметры в режиме ЕЦ на четырех петлях приведены в табл. 2.14.
Результаты проверки режимов планового разогрева и расхолаживания РУ, проведенных многократно на этапах горячей обкатки, энергопуска и освоения мощности, в целом подтвердили возможность разогрева до номинальных параметров и расхолаживания до холодного состояния оборудования РУ в соответствии с проектным технологическим регламентом. Изменения параметров, скорости изменения и развертки температур оборудования РУ не превышали проектных ограничений при соблюдении проектной технологии проведения режимов (скорость разогрева не более 20 °С/ч, скорость расхолаживания не более 30 °С/ч).

Предусмотренные программой испытания режимов расхолаживания на ЕЦ со скоростью <15 °С/ч и ускоренного расхолаживания <60 °С/ч на 1-м блоке Калининской АЭС не проводились по согласованию с Главным конструктором РУ ввиду отсутствия на РУ нештатной системы термо- и тензометрирования.
По результатам исследования перемешивания петлевых потоков теплоносителя в реакторе получены коэффициенты перемешивания, которые характеризуют интенсивность массообмена между соседними петлевыми потоками, выраженную в долях от расхода теплоносителя в петле. На 1-м блоке Калининской АЭС усредненный коэффициент перемешивания между петлевыми потоками соседних петель получен равным 0,14±0,02.

Заключение

Полученные при испытаниях на 1-м блоке Калининской АЭС фактические теплогидравлические характеристики реакторной установки (первого контура при различном количестве работающих ГЦН и в режиме ЕЦ, оборудования шахтного объема и верхнего блока) в целом соответствуют проектным данным, указанным в технических условиях и проектной документации на оборудование реакторной установки, и близки к аналогичным характеристикам, полученным на 1-м блоке ЮУАЭС.
Результаты проведенных испытаний подтвердили возможность эксплуатации реакторной установки 1-го блока Калининской АЭС на проектной мощности 3000 МВт. Определены и подтверждены допустимые уровни мощности при работе на частичном количестве работающих ГЦН (67% Nном при трех ГЦН; 50% при двух противоположных ГЦН; 40% N при двух смежных ГЦН).
На основе результатов фактических измерений установлены допустимые значения основных параметров в Таблице допустимых режимов эксплуатации 1-го блока Калининской АЭС.