СИСТЕМА РЕЗЕРВИРОВАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД АЭС1

 

1 Работа выполнена при поддержке РНФ (№15-19-10027)

В соответствии с новыми требованиями МАГАТЭ по безопасному проектированию и эксплуатации атомных электростанций [1] обязательным является сочетание активных систем с системами пассивного отвода тепла (СПОТ), не требующими вмешательства обслуживающего персонала и внешнего электроснабжения в аварийной ситуации с обесточиванием. Однако в настоящее время не до конца изучена эффективность работы СПОТ в зависимости от климатических условий региона расположения АЭС – влияние жаркого климата или возможность замерзания воды в баках аварийного отвода тепла при низких температурах наружного воздуха. Кроме того, установка резервного оборудования СПОТ увеличивает стоимость основных фондов АЭС, не изменяя при этом количество вырабатываемой электроэнергии, что снижает конкурентоспособность станций.

В данной статье авторами рассматривается альтернативный способ повышения безопасности   на   случай   полного   обесточивания   АЭС   посредством   установки дополнительных паротурбинных установок (ПТУ) небольшой мощности [2]. Была рассмотрена установка двух дополнительных ПТУ равной мощности для двух энергоблоков АЭС. Дублирование дополнительной ПТУ необходимо для обеспечения резерва собственных нужд (СН) АЭС в условиях вывода одной из дополнительных ПТУ в ремонт. Пример системы многофункционального резервирования СН АЭС поясняется на рис. 1.

Рис. 1 Принципиальная технологическая схема многофункционального резервирования СН АЭС: 1 – устройство парораспределения; 2 – стопорный клапан; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор; 5 – основная паротурбинная установка; 6 – паровой коллектор; 7 – дополнительная паротурбинная установка.

 

Дополнительные паротурбинные установки 7 представляют собой паровые турбины относительно небольшой мощности. Для выполнения условий вращающегося резерва ПТУ 7 всегда находятся в работе. В штатном режиме работы АЭС они используются для генерации электроэнергии. При необходимости разгрузки АЭС в ночное время на ПТУ 7 продолжает поступать пар, необходимый для обеспечения их работы на холостом ходу, либо, при необходимости, для поддержания оптимального температурного режима турбин 7 при работе генераторов 3 в моторном режиме. Таким образом, реализуется одна из функций многофункционального резервирования, а именно выработка электроэнергии резервными установками.

В аварийной ситуации, связанной с полным обесточиванием, без потери теплоносителя 1-го контура на ПТУ 7 продолжает поступать генерируемый остаточным тепловыделением пар из парогенераторов. Часть пара направляется на эжекторы конденсатора и уплотнения турбоустановок, для поддержания вакуума в конденсаторе. Избыточное рабочее тело, генерируемое в парогенераторах, направляется через БРУ-К в конденсатор дополнительной турбины. Все необходимые аварийные потребители электрического тока полностью запитываются от генераторов 3 ПТУ 7.

В процессе расхолаживания в работе остаются аварийные потребители 1-й (СУЗ, управляющие системы безопасности, аварийное освещение), 2-й групп (насосы САОЗ, аварийный питательный электрический насос) и циркуляционный насос. Суммарная мощности СН для двух расхолаживаемых ректоров составляет 4766 кВт. В соответствии с нормативами, расхолаживание происходит со скоростью не более 150С в час, так как увеличение скорости теплоотвода, может привести к нарушению естественной циркуляции в 1-м контуре. С использованием предлагаемой системы резервирования расхолаживание реакторов производится до температуры 1600С в первом контуре, после чего продолжается отвод остаточных тепловыделений через 2-й контур с поддержанием данной температуры за счет снижения расхода и уровня рабочего тела в парогенераторах [2]. Возможное время расхолаживание двух энергоблоков АЭС при обесточивании только за счет энергии остаточного тепловыделения (двух реакторов) хватает для безопасного расхолаживания в течение 72 часов и более. При одновременной разгерметизации первого контура одного из энергоблоков энергии остаточного тепловыделения одного реактора (другой реактор, на котором разгерметизация отключается от второго контура) хватает примерно на 6 часов.

При укрупненном определении основных показателей надежности электроснабжения СН АЭС на базе многофункциональных источников при полном обесточивании использовались элементы теории Марковских процессов [3]. При расчете учитывалось, что переход системы резервирования в состояние работы дизель-генератора (ДГ) происходит с учетом вероятности его запуска (98 %). Кроме того, учитывалась возможность потери теплоносителя I контура (λт), при которой дополнительные ПТУ не смогут обеспечить необходимый уровень электроснабжения, в этом случае в работу включается ДГ с учетом вероятности его запуска.


Рис 2. Граф состояний для системы резервирования собственных нужд АЭС на основе дополнительной ПТУ с тремя каналами САЭ с ДГ. Состояния: 0 – отсутствие нарушения электроснабжения СН АЭС; выполнение функций ПТУ; 1 –выполнение функций одним из трех каналов САЭ с ДГ; 2 –выполнение функций вторым каналом САЭ с ДГ; 3 – выполнение функций третьим каналом САЭ с ДГ; 4 –потерей электроснабжения с последующим ПАЗ.

В расчетах по графу состояний (рис.2), учитывались экстремальные природные условия на примере Среднего Поволжья России за 100 лет: землетрясения (6-7 балов), пыльные бури, ураганный ветер, сильные обледенения и др. [4].

При отсутствии представительных данных о пожарах на АЭС использовались данные из [5], где частота пожаров на АЭС оценивается 1,7∙10-1 (реактор-год)-1, повторяемость вызванных ими обесточиваний λпож = 1,9∙10-11 час-1 по АЭС «Библис», восстановление до 30 сут, т.е. μпож = 0,0014. Таким образом, получены следующие соотношения для определения интенсивности наступления событий:

λоб = λобвн + λур + λземл + λп.б + λл + λобл + λпож вн 

λДГ-к = λДГ-к+ λземл + λпож 

λПТУ-к = λПТУ-квн + λпв + λзкл + λркл + λген + λконд + λт + λт2к + λпг + λур + λземл + λп.б + λл + λпож где: λоб – общая интенсивность обесточивания АЭС; λобвн – интенсивность обесточивания АЭС по внутренним причинам; λДГ-к – общая интенсивность отказов канала системы аварийного электроснабжения с ДГ; λДГ-к –     интенсивность отказов канала системы аварийного электроснабжения с ДГ по внутренним причинам; λПТУ-к – общая интенсивность отказов дополнительного парового турбогенератора и канала безопасности; λПТУ-квн – интенсивность отказов дополнительного парового турбогенератора и канала безопасности; λпв – интенсивность полного прекращения подачи питательной воды; λзкл  – интенсивность закрытия главных запорных клапанов; λркл  –

интенсивность  закрытия  регулирующего  клапана;  λген    –  интенсивность  останова генератора; λконд – интенсивность выхода из строя конденсатора; λт2к – интенсивность течей в системе 2-го контура.

Результаты расчетов показали следующее: для предлагаемой системы многофункционального резервирования с дополнительными ПТУ интенсивность повреждения активной зоны составила 9,2∙10-7 1/ректор-год. Это удовлетворяет второму целевому показателю, установленному для АЭС с ВВЭР нового поколения [6] и удовлетворяет современным требованиям безопасности АЭС.

 

 

Список литературы

 

1.        Безопасность атомных электростанций: проектирование. Международное агентство по атомной энергии, № SSR-2/1, 2012, 107 с.

2.        Аминов Р.З., Юрин В.Е., Маркелов Д.А. Активная система отвода остаточного тепловыделения реактора ВВЭР-1000. – Атомная энергия, 2015, т.118, вып. 5. C. 261-266

3.        Аминов Р.З., Юрин В.Е. Вероятностная оценка безопасности АЭС в состояниях обесточивания при резервировании собственных нужд на основе водородного цикла. Труды Академэнерго №2, 2013. С. 31-39.

4.        Балаковская АЭС. Рабочие чертежи. Материалы изысканий. Дополнительные гидрометеорологические данные. Свердловск, «Теплоэлектропроект» Уральское отделение, 1980.

5.        Малевинский Г.В. Вероятностный анализ безопасности АЭС «Библис» (ФРГ). Энергохозяйство за рубежом. №4. 1990. С. 20-24.

6.        Токмачев Г.В. Подход к применению ВАБ при проектировании АЭС с реакторами ВВЭР нового поколения. – Известия ВУЗов. Ядерная энергетика, 2007, т. 3. №4. C. 44-53.