Обоснование теплогидравлических характеристик ВВЭР - Ввод в эксплуатацию РУ ВВЭР-1000 (В-320)

2.6.7 Ввод в эксплуатацию РУ ВВЭР-1000 (В-320) «большой» серии АЭС

Реакторные установки с ВВЭР-1000 (В-320) «большой» серии были введены в эксплуатацию на блоках 1-6 Запорожской АЭС, блоках 1-4 Балаковской АЭС, 1-м блоке Хмельницкой АЭС, 3-м блоке Ровенской АЭС, 3-м блоке Южно-Украинской АЭС, 1-м блоке Ростовской АЭС, блоках 5-6 АЭС «Козлодуй», блоках 1-2 АЭС «Темелин».
Измерения теплогидравлических характеристик РУ В-320 на каждом из указанных выше «серийных» блоков АЭС в период пусковых испытаний проводились в полном объеме, как на головном 1-м блоке Запорожской АЭС. Целью этих испытаний было подтверждение соответствия фактических теплогидравлических характеристик проектным требованиям. На каждом из указанных блоков были проведены следующие измерения и испытания:

1. измерения тепловых и гидравлических характеристик первого контура;
2. снятие теплового баланса по первому и второму контурам;
3. испытания планового разогрева и расхолаживания реакторной установки;
4. теплогидравлические испытания оборудования шахтного объема и верхнего блока.

Теплогидравлические измерения предусматривались только в объеме штатной системы КИП; установка СПНИ и гидравлические измерения с ее помощью на серийных блоках, кроме 1-го блока Запорожской АЭС и 1-го блока Ростовской АЭС, не предусматривались.
На основе актов по результатам измерений теплогидравлических характеристик первого контура и снятия теплового баланса по параметрам первого и второго контуров в период пусковых испытаний в табл. 2.15 приведены основные теплогидравлические характеристики первого контура серийных блоков с РУ В-320.
Как следует из данных табл. 2.15, теплогидравлические характеристики серийных блоков с РУ В-320 имеют определенный разброс, который обусловлен возможными отличиями характеристик оборудования (ГЦН, ПГ и др.), различием настроек регуляторов.
В процессе эксплуатации теплогидравлические характеристики РУ могут также несколько изменяться при заменах, например, ГЦН или ПГ. При заменах оборудования РУ проводятся контрольные замеры теплогидравлических параметров.
В целом теплогидравлические характеристики РУ В-320 «большой» серии при работе на номинальном уровне мощности с учетом погрешности их измерений находятся в пределах проектных допусков (табл. 2.15).

Таблица 2.15. Основные теплогидравлические параметры первого контура серийных блоков АЭС с РУ В«320

Глава вторая

Стационарные режимы работы РУ

Теплогидравлические характеристики оборудования шахтного объема и верхнего блока на серийных РУ В-320, так же как на головном 1-м блоке Запорожской АЭС, соответствуют проектным требованиям.
В процессе эксплуатации блоков проводится постоянный контроль соответствия текущих параметров РУ требованиям Таблицы допустимых режимов эксплуатации.

Запорожская АЗС, 1-й блок (головной)

Разработка документации для ввода блока в эксплуатацию

В составе проектной документации для ввода блока в эксплуатацию был разработан комплекс пусконаладочной документации (программы и методики испытаний, проекты СПНИ), в том числе «Программа и методика теплогидравлических испытаний, 320.00.00.00.000 ПМ1», которая распространялась на все реакторные установки В-320 «большой» серии. На головных блоках с РУ В-320 по программе предусматривалось проведение теплогидравлических испытаний в полном объеме:

1. измерения гидравлических характеристик первого контура и теплогидравлических характеристик РУ на этапах циркпромывки и обкатки оборудования, на этапах энергопуска и освоения мощности;
2. снятие теплового баланса по параметрам первого и второго контуров на этапах освоения мощности;
3. испытания режимов планового разогрева и расхолаживания РУ при реализации этих режимов на этапах ПНР и пусковых испытаниях;
4. испытания режима естественной циркуляции теплоносителя в первом контуре на этапе энергопуска;
5. теплогидравлические испытания оборудования шахтного объема и верхнего блока;
6. исследование перемешивания петлевых потоков теплоносителя в реакторе на этапе энергопуска;
7. испытания режима ремонтного расхолаживания со сниженным уровнем в реакторе.

Для последующих серийных блоков с РУ В-320 по программе исключались испытания режимов естественной циркуляции теплоносителя в первом контуре, исследования перемешивания петлевых потоков теплоносителя в реакторе и исследования режима ремонтного расхолаживания, учитывая, что эти вопросы в достаточном объеме изучены на РУ «малой» серии и на головных блоках «большой» серии.
На 1-м блоке Запорожской АЭС измерения гидравлических и тепловых характеристик на этапе циркпромывки и обкатки оборудования проводились с помощью СПНИ и штатного КИП, на этапах энергопуска и освоения мощности с помощью штатных систем КИП СВРК, УВС, БЩУ.
На период проведения циркпромывки и обкатки оборудования в реактор устанавливались штатные ВКУ и имитационная активная зона. В хвостовиках имитаторов кассет были установлены расходомерные устройства, аналогичные использованным в реакторах «малой» серии. Для измерений перепадов давлений на участках гидравлического тракта первого контура использовалась в составе СПНИ панель гидравлических измерений.

Основные результаты ПНР и пусковых испытаний

Гидравлические и тепловые характеристики первого контура, полученные на этапе обкатки оборудования и на этапах освоения мощности, хорошо согласуются между собой. Теплогидравлические характеристики РУ на номинальной мощности, а также результаты по определению тепловой мощности реактора по параметрам первого и второго контуров приведены в табл. 2.16.
На основе представленных в табл. 2.16 результатов измерений и информации, содержащейся в актах испытаний, можно отметить следующие наиболее важные выводы:

1. фактические теплогидравлические характеристики РУ 1-го блока Запорожской АЭС на номинальной мощности соответствуют проектным требованиям;
2. контроль тепловой мощности реактора предусмотренными в проекте различными оперативными способами обеспечивается с проектной точностью (±2%);
3. установлено, что определение расхода теплоносителя в петлях по измеренным перепадам давления на ГЦН и их паспортным напорным характеристикам приводит к завышению значений расходов и соответственно значений мощности по параметрам первого контура на 4—5%. Это завышение обусловлено тем, что в условиях РУ замер напора ГЦН осуществляется на большем удалении от ГЦН и, следовательно, измеряется заниженное значение напора по сравнению с условиями замера на заводском стенде, где

Таблица 116

Таблица 2.16 (окончание)

снимались паспортные характеристики насосов. На основе оценки влияния отличий точек отборов давления на всасе и напоре ГЦН в условиях стенда и в условиях РУ была определена величина поправки к измеряемому на блоке напору ГЦН в сторону повышения его на 0,04 МПа (0,4 кгс/см²). С учетом введения поправки на напор ГЦН обеспечивалось соответствие тепловых мощностей реактора по параметрам первого и второго контуров с требуемой точностью. Величину поправки к напору ГЦН 0,04 МПа (0,4 кгс/см²) рекомендовано учитывать на других серийных блоках с РУ В-320;

1. по результатам замеров температур на выходе из кассет, так же как на реакторах «малой» серии, отмечено занижение средней температуры на выходе из активной зоны по сравнению с температурой теплоносителя в горячих нитках петель. Занижение температур на выходе из кассет обусловлено влиянием «пэльного» эффекта попаданием на датчики термоконтроля, установленные в головках кассет, недогретого теплоносителя из направляющих каналов кассеты. С учетом влияния «пэльного» эффекта на основе результатов фактических замеров СВРК были установлены допустимые значения подогревов на кассетах и допустимые значения температур на выходе из кассет в Таблице допустимых режимов эксплуатации;
2. тепловые потери с оборудования РУ в окружающую среду при проектном состоянии теплоизоляции составили (1,4±0,6) МВт, что соответствует проектным данным.

Были проверены проектные режимы разогрева РУ и расхолаживания РУ в паровом режиме (через БРУ-К, технологический конденсатор) и в водяном режиме (через систему планового и аварийного расхолаживания), а также режим расхолаживания с РЩУ.
В целом результаты проведенных испытаний подтвердили возможность разогрева и расхолаживания РУ по проектным технологическим регламентам, предусмотренным в инструкции по эксплуатации РУ. Скорости изменения и распределения температур по оборудованию РУ не превышали проектных ограничений при соблюдении проектных технологических регламентов. В отдельных случаях, вследствие несоблюдения проектных технологических регламентов, распределения температур по некоторым узлам оборудования РУ выходили за проектные ограничения. Поэтому в процессе эксплуатации необходимо строго соблюдать требования инструкций по эксплуатации, а возникающие нарушения проектных ограничений учитывать в выработке проектного ресурса оборудования.
Режим ремонтного расхолаживания со сниженным уровнем теплоносителя в реакторе до отметки оси входных патрубков апробирован на этапе освоения мощности 75% Nном. В данном режиме всасывающая линия контура расхолаживания подсоединена к входным патрубкам реактора, а нагнетательная линия - к выходным патрубкам реактора. Испытания показали, что из-за возникновения кавитации теплоносителя в ограничительной вставке на всасывающей линии подача насоса контура расхолаживания ограничена величиной 360—380 м³/ч против проектной величины 750 м³/ч. При фактически реализуемом расходе в контуре расхолаживания и предельных температурах теплоносителя на входе в реактор (40 °C) и на выходе из реактора (60 °C) режим ремонтного расхолаживания может использоваться для отвода остаточных тепловыделений не ранее чем через 48 ч после останова реактора.
Основные результаты теплогидравлических испытаний оборудования шахтного объема и верхнего блока приведены в табл. 2.17.
Расходы воздуха по каналам охлаждения шахтного объема при работе одного вентилятора системы TL05 соответствуют проектным требованиям. Проектный расход охлаждающего воздуха через приводы СУЗ (400+50 м³/ч на каждый привод) обеспечивается при работе двух вентиляторов системы TL03.
Температурный режим оборудования шахтного объема и верхнего блока по результатам замеров штатным КИП соответствует проектным требованиям.

Проверки режима естественной циркуляции теплоносителя в первом контуре были проведены при одновременном отключении четырех ГЦН. Стабилизация режима ЕЦ наступила через 15 мин после отключения ГЦН. Были испытаны переходные режимы с отключением трех работающих ГЦН (на одной петле обратный ток) с отбором пара от всех ПГ и с отключенным по пару одним из ПГ. При отборе пара от всех ПГ переход на естественную циркуляцию теплоносителя происходит во всех петлях. В петле с отключенным по пару ПГ происходят прогрев петли и повышение давления в отсеченном по пару ПГ без развития ЕЦ в этой петле.

Заключение

Полученные по результатам ПНР и пусковых испытаний фактические теплогидравлические характеристики РУ В-320 1-го блока Запорожской АЭС в целом соответствуют проектным данным и подтвердили возможность эксплуатации РУ на проектной мощности. На основе результатов испытаний откорректированы допустимые пределы на отдельные теплогидравлические параметры в эксплуатационной документации с целью приведения их в соответствие с фактическими результатами измерений.

АЭС «Козлодуй», 5-й блок

На 5-м блоке АЭС «Козлодуй» с РУ В-320 объем ПНР и пусковых испытаний предусматривался, как для головного блока.
На этапе циркуляционной промывки и обкатки оборудования РУ в составе имитационной зоны использовались измерительные имитаторы кассет с расходомерными устройствами в хвостовиках имитаторов для контроля расходов теплоносителя по сечению активной зоны и измерительные имитаторы с отборами давлений для контроля перепада давления на активной зоне. В составе СПНИ предусматривались также замеры полной цепочки перепадов давления по участкам гидравлического тракта первого контура.
На этапах энергопуска и освоения мощности измерения теплогидравлических характеристик РУ проводились с помощью штатной системы КИП (СВРК, УВС, БЩУ). Объем и результаты теплогидравлических испытаний на 5-м блоке АЭС «Козлодуй» аналогичны теплогидравлическим испытаниям на головном 1-м блоке Запорожской АЭС и соответствуют проектным требованиям.
Основные теплогидравлические параметры РУ 5-го блока АЭС «Козлодуй» по результатам измерений на этапе освоения номинальной мощности приведены в табл. 2.18.

Таблица 2.18. Основные теплогидравлические параметры РУ 5-го блока АЭС «Козлодуй»

АЭС «Козлодуй», 6-й блок

На 6-м блоке АЭС «Козлодуй» объем ПНР и пусковых испытаний предусматривался, как для серийного блока с РУ В-320. При этом не предусматривались СПНИ на этапе циркуляционной промывки и обкатки оборудования РУ. Измерения тепловых и гидравлических характеристик РУ на этапах обкатки, энергопуска и освоения мощности проводились с помощью штатной системы КИП (СВРК, УВС, БЩУ).
Объем и результаты теплогидравлических испытаний на 6-м блоке АЭС «Козлодуй» аналогичны теплогидравлическим испытаниям на РУ «большой» серии.
Основные теплогидравлические параметры РУ 6-го блока АЭС «Козлодуй» по результатам измерений на этапе освоения номинальной мощности приведены в табл. 2.19.
Таблица 2.19. Основные теплогидравлические параметры РУ 6-го блока АЭС «Козлодуй»