Реакторные установки ВВЭР для АЭС - Расчетное обоснование проекта ВВЭР-440 (В-213) для АЭС Ловииза

Разработка всех проектно-конструкторских решений в техническом проекте реакторной установки В-213 проводилась с учетом выполнения финских технических требований «Контракта 9300», критериев безопасности (70 критериев), а также с учетом согласования с финской стороной предварительной информации как конструкторской, так и расчетной. В отличие от разработок для других заказчиков как внутри СССР, так и зарубежных (стран СЭВ), разработка технического проекта реакторной установки В-213 велась в 2 этапа:

1. этап — передача финской стороне предварительной информации (конструкторской документации, расчетов, информации по безопасности) и согласование ее финской стороной.
2. этап - передача финской стороне окончательной информации, откорректированной по замечаниям финской стороны, и ее согласование.

Практически такой порядок означал, что на первом этапе передавалась финской стороне документация технического проекта, а на втором этапе — техдокументация, выполненная на основе рабочего проекта, с учетом экспериментального обоснования и с учетом замечаний финской стороны по предварительной информации.
Расчетное обоснование технического проекта реакторной установки В-213 (реактора с оборудованием шахтного объема и парогенераторов) проводилось по основной номенклатуре расчетов, сходной с проектом В-230, с добавлением раздела аварий с разрывом трубопроводов первого контура, а по объему, номенклатуре и существу расчетов, в общем разница значительная, особенно это касается расчетов прочности оборудования и расчетов, выполняемых в обоснование безопасности АЭС.
Ниже приводятся основные результаты расчетного обоснования.
Расчеты по охлаждению активной зоны реактора В-213 в стационарном режиме. Проектирование активной зоны и системы ее охлаждения проводилось из условия обеспечения надежной работы всех элементов оборудования в режимах, оговоренных «Контрактом 9300». Тепловой и гидравлический расчеты первого контура имеет целью обоснование получения заданной тепловой мощности реактора 1375 МВт при принятых параметрах и характеристиках оборудования, без превышения в условиях нормального режима отдельных параметров сверх допустимых пределов. В расчетах учтены следующие требования:

1. теплогидравлические характеристики приняты с запасом, позволяющим иметь неточность значения мощности ±2% от номинальной из-за возможных ошибок в измерительном и управляющем оборудовании АЭС;
2. минимальное отношение критической тепловой мощности в самом горячем месте активной зоны реактора должно быть не менее 1,25 в любых условиях эксплуатации;
3. отношение критической мощности должно быть не менее 1,25 в следующих условиях: 1) мощность реактора составляет 112% от номинальной; 2) давление на 2 ата ниже номинального; 3) входная температура на 2°С выше номинальной; 4) при совпадении всех 3-х условий;
4. проектный запас по температуре топлива принят таким, что температура топлива не превысит точки плавления в наиболее горячей точке реактора, если тепловая мощность реактора составляет 122% от номинальной, а температура и давление теплоносителя имеют свои номинальные значения;
5. реактор должен работать короткие периоды времени, в течение которых частота сети равна 47 Гц.

Мощность реактора может быть уменьшена в соответствии с меньшей частотой, но запасы до кризиса теплообмена не должны уменьшаться ниже 1,25.
Результаты расчетов показали, что коэффициенты запаса тепловых нагрузок твэл до критических значений по мощности во всех перечисленных выше режимах не ниже 1,25, что соответствует требованиям контракта.
Расчет определения предельных мощностей, отводимых при естественной циркуляции теплоносителя первого контура, показал, что при параметрах первого контура 125 атм. и второго контура 47 ата обеспечивается съем мощности 10% от номинальной, при 1ата в первом и во втором контурах снимаемая мощность 1 % от номинальной.
Результаты расчета распределения температур по объему твэл показали, что при всех режимах, оговоренных в требованиях заказчика, температура центра твэл не достигает точки плавления, а температура насыщения больше, чем на 10°С, что допустимо для безопасности твэл.
Расчеты аварийных режимов, сопровождающихся полным или частичным снижением мощности реакторной установки. Наряду с обеспечением условий нормальной эксплуатации реактора и парогенератора в стационарных режимах в техническом проекте В-213 предусматриваются мероприятия, обеспечивающие защиту реактора и парогенераторов в аварийных режимах, которые делятся на две группы:
1 группа — режимы, которые отрабатываются системами защиты и локализации аварии без достижения опасных пределов. После таких режимов можно продолжать эксплуатацию без ревизии оборудования.
К таким режимам относятся:

1. режимы, обусловленные потерей теплоносителя;
2. режимы, обусловленные уменьшением нагрузки турбогенераторов;
3. разрыв паропровода;
4. разрыв трубки парогенератора.

2 группа — режимы, после которых необходима ревизия оборудования. К таким режимам относятся аварии, связанные с разрывом трубопроводов первого контура больших диаметров, включая главный циркуляционный трубопровод.
В техническом проекте реакторной установки рассмотрены следующие аварийные режимы 1 группы:

1. обесточивание 6 ГЦН;
2. обесточивание 3 ГЦН из 6;
3. заклинивание 1 ГЦН из 6;
4. сброс нагрузки турбогенераторами со 100% до мощности собственных нужд;
5. сброс нагрузки турбогенераторами со 100% до 50% от номинальной;
6. сброс нагрузки со 100% до 90% от номинальной;
7. разрыв общего парового коллектора парогенераторов;
8. разрыв парового коллектора парогенератора до обратного клапана;
9. разрыв теплообменной трубки парогенератора.

Из результатов расчетов следует:

1. Быстродействие управляющих кассет, соответствующее скорости 2 см/с в режимах регулирования и разгона до 20 см/с за 0,7 с в режиме быстрой остановки реактора, достаточно для обеспечения надежного охлаждения твэл в соответствии с требованиями контракта. При этом эффективность кассет регулирующей группы должна быть не менее 0,018. Полная эффективность должна быть не менее 0,106.
2. Опасные выбросы давления в парогенераторах во всех режимах исключаются при использовании клапанов перепуска избыточного пара в конденсаторы турбин с производительностью 60% номинального расхода пара и времени полного открытия 12 с. При этом давление срабатывания предохранительных клапанов не достигается, т.е. выполняются требования контракта об исключении выброса пара в атмосферу в режимах со сбросом нагрузки.
3. При выходе из строя ГЦН не происходит аварийного останова реактора вследствие выбросов давления и температуры.
4. Активная зона реактора допускает без нарушения надежности охлаждения твэл перерыв электропитания всех 6 ГЦН без снижения мощности до 2,5 с. В случае невосстановления электропитания должен быть произведен быстрый останов реактора.
5. Использование инерционных ГЦН обеспечивает надежное охлаждение твэл как при обесточивании 6 ГЦН на номинальной мощности установки, так и в режимах с обесточиванием части ГЦН.
6. В аварии разрыва трубки парогенератора системы поддержания уровня и давления в первом и втором контурах обеспечивают поддержание этих параметров, близких к номинальным. Для диагностики аварии необходимо предусмотреть измерение радиоактивности в парогенераторах по второму контуру. После распознавания аварийного парогенератора он должен быть отсечен по первому и второму контурам.
7. Для защиты реактора и парогенератора от теплового удара при разрыве главного парового коллектора на линиях отвода пара от парогенераторов необходимо установить быстродействующие отсечные клапаны с временем закрытия 10-20 с.
8. Для защиты реактора и парогенераторов от теплового удара при разрыве парового коллектора парогенератора до обратных клапанов следует отсечь аварийный парогенератор от реактора закрытием главной задвижки Ду 500 на петле первого контура. Расчеты аварийных режимов, связанных с разрывами трубопроводов первого контура. Особое место в техническом проекте реакторной установки В-213 занимают расчеты 2-ой группы аварийных режимов, связанных с разрывами трубопроводов первого контура, включая мгновенный разрыв главного циркуляционного трубопровода Ду 500. Если все описанные выше расчеты имели в основном аналоги по предыдущим проектам, хотя в значительной степени и обновлены как по номенклатуре рассматриваемых режимов, так и по применяемым методикам с учетом использования больших возможностей электронно-вычислительной техники, расчеты аварийных режимов, связанных с разрывами трубопроводов первого контура, потребовали разработки и создания сложнейших методик и программ расчетов, разработки наиболее рациональных технологических схем, обеспечивающих надежное охлаждение активной зоны реактора.

Так, в ОКБ «Гидропресс» была разработана и обоснована как расчетами, так и экспериментами двухкамерная схема одновременного залива водой активной зоны — в нижнюю камеру смешения (под активную зону) и в верхнюю камеру смешения (на активную зону), с подачей охлаждающей воды через патрубки, расположенные непосредственно на корпусе реактора. Такая схема по признанию заказчика (финских специалистов, имеющих всестороннюю консультацию со специалистами ведущих западных фирм) является наиболее рациональной по сравнению с современными решениями зарубежных проектов реакторных установок типа ВВЭР.
При проведении расчетных обоснований аварийных режимов реакторной установки В-213 при разрывах трубопроводов первого контура задача осложнялась двумя обстоятельствами: во-первых, как в ОКБ «Гидропресс», так и в Советском Союзе в целом не существовало аналогичных или более или менее подходящих методик расчетов, во-вторых, при представлении на согласование заказчику (финской стороне) информации по расчетному обоснованию требовалось давать не только результаты, но и методики, которые могли быть согласованы, если они отвечали современным требованиям зарубежных фирм-консультантов финских специалистов.
Такие методики были созданы в ОКБ «Гидропресс» и согласованы с финской стороной. Эти же методики явились основой расчетных обоснований и в проектах реакторных установок ВВЭР-1000.
Результаты расчетов изменения параметров при разрывах трубопроводов. В результате проведенных расчетов определено следующее:
а)    авария разрыва главного циркуляционного трубопровода более опасна как из условий охлаждения активной зоны, так и из условий механических воздействий на элементы реактора и парогенератора, по сравнению с разрывами трубопроводов меньших диаметров.
б)   принятая система аварийного охлаждения активной зоны реактора с проектными характеристиками обеспечивает охлаждение зоны во всех аварийных режимах с разрывами трубопроводов, при этом температура оболочки наиболее напряженного твэла при разрыве трубопровода Ду 500 не превышает 1200°С. Во всех случаях максимальная температура топлива не превышает начальную, соответствующую номинальному режиму работы. Расчеты, проведенные с использованием экспериментальных
данных показали, что температура оболочек твэл не превышает проектных значений, отсутствует плавление топлива, общая масса прореагировавшего с паром циркония составляет 0,4% при максимальной величине прореагировавшего слоя 2% толщины оболочки, т.е. выполняются и остальные критерии в отношении активной зоны.
Приведенные данные получены в предположении 70%-го блокирования сечения (как это принято в мировой практике) для прохода теплоносителя в наиболее теплонапряженных кассетах, за счет деформации оболочек при разрыве оболочки и снижении внешнего давления.
Таким образом, при принятых в проекте реакторной установки В-213 мерах обеспечивается сохранность активной зоны в максимальной проектной аварии — разрыв ГЦТ на входе в реактор, т.е. удовлетворяются указанные выше критерии безопасности, которые идентичны критериям нормативной документации США.
в)   снижение температуры оболочки твэл при разрывах трубопроводов менее Ду 500 возможно при быстрой остановке реактора по сигналу достижения давления в реакторе минимально допустимого значения, равного 105±5 кг/см².
г)    при сливе из гидроаккумуляторов 50 м³ воды закрытие отсечных клапанов на линиях «гидроаккумулятор-реактор» исключает попадание газа из гидроаккумулятора в реактор, опасное из-за вытеснения воды из активной зоны давлением газа.
д)   при разрыве главного циркуляционного трубопровода Ду 500 максимальный перепад давления на шахте реактора составляет 22 кг/см². Изменение перепада на шахте имеет пульсирующий характер со средней частотой: перепад уменьшается до значения, близкого к номинальному, за 0,3 с. При разрыве трубопроводов меньших диаметров амплитуда колебаний перепада давления на шахте не превышает 8,5 кг/см² при средней частоте 19-25 Гц.
е)    применение перфорации чехлов рабочих кассет (12 отверстий диаметром 9 мм) дает возможность уменьшить величину перепада давления на стенке чехла до 1,4 кг/см, что допустимо по условиям прочности. Максимальный перепад на чехле кассеты АРК с поглотителем в активной зоне не превышает 5,6-9 кг/см². Определены величины перепадов и на остальных элементах внутрикорпусных устройств реактора, которые показывают, что исключается опасная деформация в активной зоне реактора, способная помешать движению кассеты АРК и разборке активной зоны после аварии.
Результаты расчетов позволили наметить главные вопросы экспериментальных исследований, необходимых для подтверждения разработанных методик:

1. определение критических расходов при истечении из отверстий недогретой до температуры насыщения и насыщенной воды, а также пароводяной смеси;
2. исследование термодинамических и гидромеханических процессов, происходящих в сосуде, моделирующем реактор при истечении из него;
3. исследование теплообмена от тепловыделяющих элементов в условиях, соответствующих различным периодам протекания аварии и различным системам охлаждения.

Расчетное обоснование динамических и скоростных характеристик органов управления (приводов СУЗ). В реакторе В-213 применяются тихоходные реечные приводы СУЗ с неразрывной кинематической цепью (в отличие от приводов В-230, где используется реечная пара с откидывающейся шестерней), поэтому при определении динамических характеристик рассматривался процесс разгона до равновесной скорости при «падении» кассеты АРК и торможения. Равновесная скорость падения составляет не менее 20 см/с, время достижения равновесной скорости не превышает 0,7 с при перепаде давления на кассете АРК 0-0,8 кг/см².
Торможение осуществляется пружинным тормозом и гидравлическим демпфером. Перегрузка, действующая на элементы привода и кассеты АРК в процессе демпфирования и удара, не превышает 20g.
Расчетами определены также параметры систем охлаждения приводов СУЗ: температура воды в полости привода под электродвигателем не превышает 100°С.
Расчеты по определению температурных условий работы оборудования шахтного объема проведены аналогично расчетам по установке В-230 с учетом отличий как по конструкции, так и по параметрам оборудования шахтного объема. Расчетами выяснены распределения температуры в бетонной консоли, в сухой защите, в строительном бетоне, а также определены условия работы ионизационных камер.
Расчеты по биологической защите реактора, по определению потоков нейтронов на корпус реактора и бетон «сухой защиты», тепловыделений в конструктивных элементах проведены по аналогии с расчетами реакторной установки В-230 с учетом финских требований, изложенных в контракте 9300. Определена радиационная обстановка в приреакторных помещениях при работе реактора на мощности и после останова реактора, уровни излучений в местах осмотра внутренней поверхности «сухого» корпуса реактора, рассчитаны биологическая защита при транспортно-технологических операциях, потоки и спектры нейтронов, падающих на корпус реактора и серпентинитовый бетон «сухой» защиты, радиационные энерговыделения в конструктивных элементах реактора.
Расчеты по обоснованию прочности оборудования. Обоснование прочности оборудования реакторной установки В-213, в первую очередь, работающего под давлением первого контура и особенно корпуса реактора было наиболее сложной задачей на всем протяжении работы по проекту В-213. Это объясняется тем, что как на стадии подготовки контракта по АЭС «Ловииза», так и на стадии передачи финской стороне технической информации по проекту В-213, финские специалисты добивались выполнения расчетов прочности по нормам АСМЕ (США), в частности, требовали рассчитывать корпус реактора и другие ответственные элементы оборудования первого контура с запасом по пределу прочности 3,0 вместо принятого в СССР 2,6. Кроме этого, требовали представления технического обоснования всех применяемых методик расчетов. Положение усугублялось тем, что до середины 1973 года советская сторона не могла представить официальных нормативных документов, применяемых в СССР при проектировании и прочностном обосновании оборудования для АЭС. Поэтому ОКБ «Гидропресс» вынуждено было разрабатывать отдельные материалы по обоснованию применяемых методик расчетов прочности, по выбору допускаемых напряжений и запасов прочности для того, чтобы получить согласие заказчика (финской стороны) на использование их в проекте реакторной установки В-213. Так, в материале «Допускаемые напряжения, применяемые в СССР, для расчетов прочности оборудования АЭС (реакторы и парогенераторы)», подробно изложен подход к анализу прочности оборудования АЭС, который базируется на детальном изучении нагрузок, действующих на оборудование в различных режимах, и детальном анализе напряженного состояния элементов оборудования. При подготовке расчетного обоснования оборудования реакторной установки большое значение придавалось экспериментальному обоснованию расчетных методов. Программа исследовательских работ разрабатывалась с учетом последовательного получения данных по напряженному состоянию сначала на простых моделях малого масштаба, на моделях и макетах из стали, затем на моделях натурных размеров в условиях, соответствующих рабочим условиям, и в заключение на штатном оборудовании при пуско-наладочных испытаниях установок и в условиях эксплуатации.
Выполненные экспериментальные исследования на моделях и натурных изделиях подтвердили применимость принятых расчетных методов определения напряжений и деформаций оборудования реакторной установки В-213.
Расчетами обоснована прочность всех основных элементов реактора, оборудования шахтного объема реактора, парогенераторов во всех стационарных и аварийных режимах. Особый интерес представляет расчетное обоснование прочности узлов реактора при аварийных режимах, связанных с разрывами трубопроводов Ду 500. Так, в аварии разрыва трубопровода Ду 500 в первый момент времени на элементы внутрикорпусных устройств реактора действуют знакопеременные перепады давления и осевые усилия из- за перепада давления (до 22 кг/см²), на опорную ферму реактора действует усилие по оси трубопровода Ду 500 до 740 т и крутящий момент 59 106 кгсм.
Расчетами определены необходимые размеры элементов оборудования, обеспечивающие прочность во всех режимах работы. Расчетное обоснование оборудования реакторной установки В-213 было согласовано финской стороной.