Температурная стратификация теплоносителя в горячих нитках на энергоблоках с реакторами типа PWR

 

Введение

реактор энергоблок стратификация температура

Опыт проведения пусконаладочных работ и эксплуатации на энергоблоках АЭС с ВВЭР-1000 разных проектов (В-320, В-428, В-446) показывает, что в горячих нитках петель 1-го контура наблюдается существенная температурная стратификация теплоносителя. По крайней мере, об этом явлении можно говорить по тракту теплоносителя от выхода из корпуса реактора до сечений горячих ниток, в которых размещаются термодатчики штатных систем контроля и управления. В связи с данным явлением можно говорить о наличии дополнительной неучтенной систематической погрешности каналов температурного контроля теплоносителя в горячих нитках. В конечном итоге, из-за температурной стратификации в системе внутриреакторного контроля (СВРК) с большей погрешностью определяется и контролируется мощность реактора по параметрам 1-го контура, а также один из основных контролируемых оперативным персоналом параметров - средневзвешенная мощность реактора.

Явление температурной стратификации теплоносителя в горячих нитках наблюдается и на зарубежных энергоблоках с реакторами типа PWR. При этом исследованию данного явления за рубежом, как на стендах и экспериментальных установках, так и с помощью теплогидравлических кодов уделяется существенное внимание. Все это свидетельствует об актуальности этого вопроса и необходимости более глубокого исследования данного явления, в том числе и на основе данных натурных испытаний на энергоблоках с ВВЭР, проводимых при вводе энергоблоков в эксплуатацию.

Для анализа используются данные, полученные при проверках соответствия координат внутриреакторных датчиков в активной зоне и на средствах отображения информации СВРК на энергоблоках №1 и №2 Тяньваньской АЭС (проект В-428), энергоблоке №1 АЭС Бушер (проект В-446), энергоблоке № 2 Ростовской АЭС и энергоблоке №4 Калининской АЭС (проект В-320).


1. АНАЛИЗ ПРОБЛЕМЫ И ВОЗМОЖНЫЕ СПОСОБЫ ЕЕ РЕШЕНИЯ


Общие сведения

Водо-водяной энергетический реактор ВВЭР-1000 является гетерогенным ядерным реактором корпусного типа на тепловых нейтронах.


Рис.1.1 Водо-водяной энергетический реактор ВВЭР-1000


В проекте для реактора энергоблока № 3 Калининской АЭС использована серийная активная зона проекта В-320 на базе без кожуховых ТВС шестигранного профиля с размером "под ключ" 234 мм, расположенных в активной зоне по правильной треугольной решетке с шагом 236 мм.

Реакторная установка В-320 находится в составе первого контура серийного энергоблока и предназначена для выработки сухого насыщенного пара для турбогенераторной установки.

Реакторная установка включает в себя:

·реактор;

·четыре циркуляционные петли, в каждой установлен парогенератор типа ПГВ-1000М, главный циркуляционный насос типа ГЦН-195М, главный циркуляционный трубопровод Ду 850;

·систему компенсации объема: компенсатор давления и барботер;

·четыре гидроемкости САОЗ.

В ВВЭР-1000 в качестве топлива используется обогащенная двуокись урана, замедлителем и теплоносителем служит химобессоленная вода.


Рис. 1.2 Реакторная установка


Энергия ядерного топлива в активной зоне реактора используется для подогрева теплоносителя, циркулирующего по четырем замкнутым контурам. В парогенераторах тепло передается воде второго контура, нагревая ее до образования сухого насыщенного пара, поступающего на турбину. Система компенсации давления поддерживает в ГЦК давление в номинальных параметрах. Гидроемкости САОЗ служат для обеспечения безопасной эксплуатации АС.

Второй контур состоит из: одной турбоустановки проекта "Ленинградского Металлического Завода", типа К-1000-60/3000, систем паропроводов и питательных трубопроводов, деаэраторов, систем регенеративного подогрева питательной воды высокого и низкого давления, конденсационных установок, вспомогательных систем, в том числе системы циркуляционного водоснабжения.

Второй контур - нерадиоактивен.

Для предотвращения аварий и снижения их последствий имеются системы безопасности: защитные, локализующие, обеспечивающие и управляющие.

В случае выхода радиоактивных продуктов за пределы первого контура их локализация осуществляется в объеме зоны локализации аварий (ЗЛА) с помощью системы локализации аварий (СЛА), в состав которых входит система герметичных помещений и спринклерная система.

Ядерный реактор ВВЭР-1000 представляет собой цилиндрический вертикальный сосуд высокого давления, выполненный из углеродистой стали с внутрикорпусной наплавкой из нержавеющей стали. Теплоносителем и замедлителем в реакторе является обессоленная вода с борной кислотой. Концентрация борной кислоты в процессе эксплуатации меняется от 0 до 16 г/кг. Теплоноситель поступает в реактор через 4 входных патрубка корпуса, проходит по кольцевому зазору между корпусом и внутрикорпусной шахтой и через перфорированное эллиптическое днище и опорные трубы шахты входит в тепловыделяющие сборки (ТВС). Из ТВС через перфорированную нижнюю плиту блока защитных труб (БЗТ), в кольцевой зазор между шахтой и корпусом. Из кольцевого зазора теплоноситель через четыре выходных патрубка выходит из реактора.

В состав реактора входит следующее оборудование:

  1. корпус;
  2. внутрикорпусные устройства;
  3. верхний блок;
  4. привод ШЭМ (шаговый электромагнитный привод СУЗ);
  5. сборка канала нейтронного измерения;
  6. блок электрических разводок;
  7. активная зона.


Регулирование мощности реактора и гашение реакции деления производится двумя системами воздействия на реактивность, основанными на разных принципах:

·Системой механического перемещения регулирующих стержней в активной зоне (система управления и защиты). С помощью этой системы производятся быстрые изменения реактивности при работе на мощности и останов реактора при нормальных условиях эксплуатации и авариях. Конструкция реактора обеспечивает ввод механических органов СУЗ в активную зону под действием их собственного веса при срабатывании аварийной защиты и обесточивании приводов СУЗ при всех проектных авариях. Эффективность механических органов СУЗ (выполняющих функцию АЗ) достаточна для компенсации эффектов реактивности, связанных с изменением мощности от 100% до нуля, и обеспечения начальной подкритичности 0,01.

·Системой изменения концентрации борной кислоты в теплоносителе. С помощью этой системы производятся медленные изменения реактивности, при регулировании мощности и поддержание реактора в подкритическом состоянии при его останове и последующем расхолаживании.

Оборудование реактора обеспечивает его работоспособность при нормальных условиях эксплуатации и при нарушении нормальных условий эксплуатации.

В конструкции реактора и внутрикорпусных устройств заложены технические решения, успешно апробированные прежним опытом эксплуатации прототипов - реакторов ВВЭР-1000 установок В-187 и В-338.

В реакторе энергоблока № 3 Калининской АЭС использована серийная активная зона проекта В-320 на базе бесчехловых ТВС шестигранного профиля с размером под ключ 234 мм, расположенных в активной зоне по правильной треугольной решетке с шагом 236 мм. Основные характеристики активной зоны реактора энергоблока № 3 Калининской АЭС представлены ниже в таблице в сравнении с активными зонами действующих зарубежных реакторов PWR-900 (фирма Вестингауз) и PWR-1300 (компания Электрисите де Франс).

Сравнительные характеристики активной зоны реактора энергоблока № 3 Калининской АЭС и действующих реакторов PWR приведены в таблице 1.


Таблица 1.

ХарактеристикаВ-320 Калининская АЭСPWR-900PWR-13001. Мощность тепловая, МВт3000278538172. Число ТВС в активной зоне1631571933. Высота активной зоны, см3533664274. Высота ТВС, см4574064805. Объем активной зоны, м327,926,638,16. Вес урана, т6670,4103,97. Ураноемкость, т/м32,362,652,738. Энергонапряженность на единицу объема, кВт/л107,4104999. Энергонапряженность на единицу массы, кВт/кгU4539,636,710. Число твэлов в ТВС31226426411. Число НК в ТВС18242412. Число ОР СУЗ в активной зоне.61616513. Средняя линейная нагрузка, Вт/см16617817114. Материал ДР, НКСтальциркониевый сплав15. Выгорающий поглотительборные СВП выемныенапылен. Боргадолиний в табл. топл. 16. Диаметр Твэла, мм9,19,59,517. Диаметр НК, мм12,612,24 - в верхней части; 10,9 - в нижней части18. Диаметр таблетки, мм7,578,208,2019. Диаметр отверстия в таблетке, мм2,4отверстие отсутствует20. Топливный цикл3Ѕх1год4хЅ1год4хЅ1год21. Время между перегрузками, сут30226428022. Среднее обогащение подпитки, %4,263,73,623. Средняя глубина выгорания, МВт·сут/кгU414141,224. Удельный расход U-ест., г/(МВт·сут)233199194

В конструкции ТВС проекта В-320 (основной вариант) использованы Твэлы диаметром 9,1 мм с оболочкой из циркониевого сплава Н-1 и топливом в виде таблеток диоксида урана. Твэлы расположены по сечению ТВС в узлах правильной треугольной решетки с шагом 12,75 мм. В ТВС применены стальные направляющие каналы (НК) диаметром 12,6 мм, которые закреплены при помощи сварки в нижней плите и неподвижной части головки ТВС. Центральная трубка под зонды внутриреакторного контроля выполнена из циркониевого сплава Н-1. Дистанционирование Твэлов осуществляется 15-ю стальными дистанционирующими решетками, которые закреплены по высоте ТВС на центральной трубе. В головке ТВС размещены 15 пружин, образующих пружинный блок для удержания ТВС от всплытия при эксплуатации активной зоны. Кроме того, 15 пружин и подпружиненный шток демпфируют падение рабочего органа СУЗ при срабатывании аварийной защиты. Твэлы закреплены в отверстиях нижней плиты при помощи штифтов. ТВС установлена в опорных стаканах шахты реактора с опорой типа шар по конусу. По углу ТВС ориентируются при помощи штыря на хвостовике и двух шпонок на головке, что обеспечивает совпадение координат НК ТВС и направляющих ПС СУЗ в БЗТ.



В активной зоне проекта В-320 используются серийные ПС СУЗ, представляющие собой сборку с оболочкой из стали 06Х18Н1ОТ Æ8,2х0,6 мм и поглотителем в виде таблеток В4С на всей высоте поглощающей части ПС.

Предусмотрено также применение в группах аварийной защиты реактора ВВЭР-1000 ПС СУЗ с комбинированными утяжеленными поглощающими элементами, содержащими титанат диспрозия на нижнем участке длиной 300 мм, на остальной длине (3200 мм) - карбид бора. Могут применяться стержни двух исполнений:

Такие же комбинированные поглощающие элементы могут быть применены и в регулирующих группах.

В части ТВС используются также выемные СВП, которые представляют собой гладкостержневые сборки с оболочкой Æ9,1х7,72 мм из сплава Э110 и поглотителей в алюминиевой матрице с плотностью по бору 50 кг/м3, 42 кг/м3 , 36 кг/м3.

Теплонапряжение в активной зоне контролируется по картограммам температурного поля воды на выходе из кассет (по показаниям термопар) и распределению плотности нейтронного потока по высоте и диаметру активной зоны. В системе внутриреакторного контроля используются 95 термоэлектрических датчиков и 64 сборки КНИ.

Система контроля, управления и диагностики реакторной установки (СКУД) предназначена для повышения уровня безопасности и надежности эксплуатации РУ в режимах нормальной эксплуатации (базовом и при необходимости маневренном), нарушений нормальной эксплуатации и проектных авариях, при протекании которых СКУД может обеспечить надежную защиту и контроль РУ.

СКУД проектируется как комплексная автоматизированная система контроля, управления и диагностирования активной зоны и основного оборудования РУ, входящая в состав РУ и функционирующая в составе АСУ ТП энергоблока.

СКУД решает следующие задачи:

-контроль нейтронно-физических и теплогидравлических характеристик активной зоны и первого и второго контура реактора при работе энергоблока в базовом и маневренном режимах;

-формирования и передачи в СУЗ сигналов аварийной и предупредительной защиты по локальным параметрам активной зоны реактора (линейное энерговыделение ТВЭЛ, запас до кризиса теплообмена);

обеспечение возможности формирования и передачи в СУЗ сигналов для управления и полем энерговыделения активной зоны при работе энергоблока в переходных режимах;

диагностирование в процессе эксплуатации основного технологического оборудования РУ в части контроля вибраций элементов оборудования РУ, и контроля герметичности первого контура и оценки его остаточного ресурса, а также обнаружения свободных и слабо закрепленных предметов в контуре циркуляции теплоносителя;

обнаружение выхода параметров, определяющих эксплуатационные пределы и пределы безопасной эксплуатации РУ, за допустимые значения и передача информации об этом в СВБУ для сигнализации персоналу с целью предотвращения развития аварии и исключения повреждения активной зоны и основного оборудования РУ;

подготовка и передача в СВБУ информации для оперативного определения эксплуатационным персоналом текущего состояния активной зоны и основного оборудования РУ на основе комплексного анализа всей необходимой информации от подсистем, входящих в состав СКУД, и от СВБУ с целью выработки рекомендаций по дальнейшему ходу эксплуатации энергоблока;

создание архива данных по истории эксплуатации активной зоны и основного технологического оборудования РУ для оптимизации и повышения качества профилактических осмотров, диагностики и ремонта остановленного оборудования на этапе перегрузки топлива;

подготовка и передача данных в СВБУ для решения общеблочных задач и информационной поддержки оператора;

самодиагностика программно-технических средств СКУД.

СКУД относится к системам нормальной эксплуатации важным для безопасности, включающим в свой состав элементы систем безопасности, элементы систем важных для безопасности и элементы систем нормальной безопасности.

СКУД представляет собой децентрализованную систему, состоящую из подсистем, объединяемых общей задачей контроля и диагностирования РУ в процессе ее эксплуатации. Структура СКУД должна разрабатываться по принципу объединения с помощью локальных сетей функционально законченных подсистем СКУД, выполняющих свои функции в полном объеме и объединенных информационными потоками.

Подсистемы СКУД функционально включают в себя:

-первичные преобразователи (датчики) с узлами крепления (при необходимости);

-предварительные усилители или нормирующие преобразователи сигналов (при необходимости);

измерительную аппаратуру нижнего уровня, обеспечивающую прием и предварительную обработку сигналов датчиков (измерительная аппаратура нижнего уровня СВРК также обеспечивает формирование и передачу в защитную часть СУЗ сигналов защиты активной зоны по локальным внутриреакторным параметрам);

линии и устройства связи;

программно-технические средства верхнего уровня, обеспечивающие полную обработку информации.

СКУД допускает возможность поэтапной разработки и ввода в эксплуатацию отдельных подсистем, входящих в состав СКУД, а также расширения функций СКУД в рамках возможности программно-технических средств.

Для выполнения требуемых функций в состав СКУД входят следующие подсистемы:

-подсистема внутриреакторного контроля (СВРК);

-подсистема контроля вибраций основного оборудования РУ (СКВ);

подсистема контроля течей теплоносителя (СКТ);

подсистема обнаружения свободных и слабозакрепленных предметов в контуре циркуляции теплоносителя (СОСП);

подсистема комплексного анализа (СКА).

Также в состав СКУД входит локальная вычислительная сеть с сетевыми устройствами.

В приложении 1 представлена структурная схема СКУД.

Функции СКУД подразделяются на:

-управляющие;

-информационные;

вспомогательные.

Управляющие функции включают:

  • формирование и передачу в защитную часть СУЗ сигналов аварийной и предупредительной защиты по локальным параметрам (запас до кризиса теплообмена, максимальное линейное энерговыделение в ТВЭЛ);
  • формирование (по команде оператора-технолога РО) заданий на изменение положения ОР СУЗ для управления мощностью и полем энерговыделения активной зоны в маневренном режиме (СКУД должна обеспечивать техническую возможность реализации данной функции).

Информационные функции включают:

-измерение, обработку, регистрацию и передачу в СВБУ для представления эксплуатационному персоналу параметров и показателей, определяющих текущее состояние активной зоны реактора и контролируемого оборудования РУ;

-обнаружение, регистрацию и передачу в СВБУ для сигнализации отклонений от заданных пределов (уставок) параметров и показателей состояния активной зоны реактора и контролируемого оборудования РУ;

накопление и хранение (архивизация) значений контролируемых параметров с возможностью вывода через средства СВБУ накопленных данных по запросу оперативного персонала (перечень параметров уточняется на этапе технорабочего проектирования);

обнаружение выхода параметров, определяющих эксплуатационные пределы и пределы безопасной эксплуатации РУ, за допустимые значения и передача информации об этом в СВБУ для сигнализации персоналу;

диагностирование в процессе эксплуатации основного технологического оборудования РУ в части контроля вибронагруженности и надежности крепления элементов оборудования РУ, и контроля герметичности первого контура и оценки его остаточного ресурса, а также обнаружения свободных и слабозакрепленных предметов в контуре циркуляции теплоносителя;

представление (по запросу эксплуатационного персонала) информации для оперативного определения эксплуатационным персоналом текущего состояния активной зоны и основного оборудования РУ на основе комплексного анализа всей необходимой информации от подсистем, входящих в состав СКУД, и от СВБУ;

информационную поддержку оператора в части управления полем энерговыделения в активной зоне реактора.

Вспомогательные функции включают:

-диагностирование собственных технических и программных средств СКУД и передача в СВБУ результатов диагностирования эксплуатационному персоналу, в том числе информацию о степени деградации первичных преобразователей СВРК оперативному персоналу;

-ведение единого времени с СВБУ;

организацию обмена информацией между ПТК СКУД и с СВБУ по стандартным интерфейсам, принятым в рамках СВБУ.

Подсистема внутриреакторного контроля (СВРК) предназначена для оперативного контроля нейтронно-физических и теплогидравлических параметров теплоносителя первого и второго контуров РУ, включая контроль за распределением энерговыделения в объеме АкЗ, формирование сигналов аварийной и предупредительной защиты активной зоны при отклонении за пределы допустимых значений параметрами, определяющими надежность теплоотвода в АкЗ реактора (запас до кризиса теплообмена, линейное энерговыделение ТВЭЛ), возможность формирования заданий на изменение положения ОР СУЗ для управления полем энерговыделения, контроль нейтронных шумов с целью обнаружения места локального кипения теплоносителя в объеме АкЗ.

Подсистема контроля вибраций основного оборудования РУ (СКВ) должна обеспечивать комплексный контроль и диагностирование в режиме нормальном эксплуатации энергоблока основного оборудования РУ (реактор с ВКУ, трубопроводы ГЦК, ПГ) с целью раннего выявления аномальных вибрационных состояний этого оборудования (за исключением ГЦН), вызванных изменением условий закрепления, жесткостных характеристик оборудования или возрастанием гидродинамических нагрузок со стороны теплоносителя, а также для контроля в переходных режимах (разогрев-расхолаживание) перемещений трубопроводов ГЦК.

Подсистема контроля течей теплоносителя (СКТ) должна обеспечивать контроль герметичности и своевременное обнаружение течи теплоносителя в оборудовании и трубопроводах РУ по первому контуру при работе энергоблока на различных уровнях мощности в режимах нормальной эксплуатации и с нарушениями нормальной эксплуатации, а также в режиме «малая течь» теплоносителя первого контура.

СКТ состоит из следующих подсистем:

-Системы акустического контроля течей теплоносителя 1-го контура РУ (САКТ),

-Система влажностного контроля течей теплоносителя 1-го контура реакторной установки (СКТВ).

Подсистема обнаружения свободных и слабозакрепленных предметов в контуре циркуляции теплоносителя (СОСП) должна обеспечивать обнаружение свободнодвижущихся (массой от 0,05 кг и более) и слабозакрепленных предметов (с энергией удара от 0,68 Дж и более) в контуре циркуляции теплоносителя первого контура путем акустического контроля корпусного шума основного оборудования РУ.

Подсистема комплексного анализа (СКА) предназначена для обеспечения в режиме нормальной эксплуатации энергоблока:

-оперативного определения эксплуатационным персоналом текущего состояния активной зоны и основного оборудования на основе комплексного анализа всей имеющейся информации от подсистем, входящих в состав СКУД, и от СВБУ для выработки рекомендаций по дальнейшему ходу эксплуатации энергоблока;

-прогнозирование распределения поля энерговыделения при эксплуатации РУ в базовом и маневренных режимах;

подготовка данных для оценки остаточного ресурса основного оборудования РУ, необходимых для принятия решения по дальнейшей эксплуатации этого оборудования.

В качестве входной информации в СКА используются информация от СВРК, СКВ, СКТ, СОСП и СВБУ.


2.Объект исследования


Главный циркуляционный трубопровод (ГЦТ)

Соединяет между собой основное оборудование РУ и предназначен для осуществления циркуляции теплоносителя между реактором и парогенераторами. ГЦТ состоит из четырех циркуляционных петель. Каждая из петель состоит из двух участков труб. Участки между верхними выходными патрубками реактора и входными патрубками парогенераторов называются "горячими", а участки между выходными патрубками парогенераторов и всасывающими патрубками ГЦН, между выходными патрубками ГЦН и нижними входными патрубками реактора называются "холодными".

Размер внутреннего диаметра ГЦТ - 850 мм выбран из условия обеспечения приемлемого гидравлического сопротивления ГЦТ, при объемном расходе теплоносителя в петле 20000 м3/ч и скорости его движения 10 м/с. Трассировка трубопроводов выполнена с учетом самокомпенсации температурных расширений при разогреве или расхолаживании контура за счет перемещения ПГ на роликовых опорах и ГЦН на шаровых опорах.

Перемещение трубопроводов при разрыве ограничиваются аварийными опорами.

"Горячая" нитка петли № 4 соединена с компенсатором давления (КД) соединительным трубопроводом 426х40 мм. Из "холодной" нитки петли № 1 по трубопроводу 219х20 мм, врезанному в ГЦТ за выходными патрубками ГЦН, теплоноситель может отводиться на впрыск в КД .

При помощи патрубков и штуцеров ГЦТ соединен со вспомогательными системами, например: планового расхолаживания, подпитки и продувки первого контура, аварийного впрыска бора и др.

Технические данные ГЦТ.

Давление номинальное - 160 кгс.см2

Температура горячих ниток - 322 С,

Температура холодных ниток - 290 С,

Расход теплоносителя - 19000 - 24000 м.куб. час


Рис. 1.4 Главный циркуляционный трубопровод


Система компенсации давления



Предназначена:

  1. для регулирования давления в первом контуре при нормальных режимах работы блока в случае изменения температуры теплоносителя в первом контуре. Компенсатор объема воспринимает статические и динамические изменения объема теплоносителя в 1контуре и поддерживает давление в заданных пределах при изменении температуры теплоносителя в процессе уменьшения или увеличения нагрузки и при пуске реакторной установки в работу.
  2. для обеспечения повышения давления в первом контуре за счет подачи азота в КД при пуске блока;
  3. для обеспечения снижения давления в первом контуре при расхолаживании блока;
  4. для защиты первого контура от превышения давления.

В состав системы входят:

  1. Компенсатор давления с блоками трубчатых электронагревателей;
  2. Трубопровод между компенсатором давления и горячей ниткой петли № 4 главного циркуляционного трубопровода;
  3. Трубопроводы и арматуру для впрыска воды из ГЦТ в КД;
  4. Импульсное предохранительное устройство (ИПУ), предназначенное для защиты первого контура от превышения давления выше разрешенного сбросом пара из КД в барботер ;
  5. Трубопроводы для сброса пара в барботер;
  6. Барботер, предназначенный для приема и конденсации:
  7. Протечек пара через ИПУ КД;
  8. Парогазовой смеси из КД при разогреве;
  9. Парогазовой смеси, сбрасываемой через ИПУ при их срабатывании;
  10. Парогазовой смеси из КД, коллекторов 1 контура ПГ и из под крышки реактора в аварийных ситуациях.

Полный объем барботер- 30м3, объем воды- 20м3.

Парогазовая смесь сбрасывается через паровой коллектор под уровень воды для барботирования и последующего расхолаживания. Вода в барботере расхолаживается водой промконтура через змеевик.

Подпитка уровня в барботере осуществляется от насосов чистого конденсата, сброс воды из барботера в бак оргпротечек. Парогазовая смесь сбрасывается через паровой коллектор под уровень воды для барботирования и последующего расхолаживания.

Давление в компенсаторе создается паровой подушкой. Кипение теплоносителя в компенсаторе достигается за счет работы электрических нагревателей, погруженных под уровень теплоносителя. Для снижения давления в КД в паровое пространство подается вода из 1-й холодной нитки через трубопровод впрыска КД.

Технические данные компенсатора объема.

номинальное давление 160 кгс. см2,

температура паровой части КО 344 С,

полный объем КО 79 м 3,

объем КО по пару 24 м3,

Общая мощность 28 блоков электронагревателей 2520 кВт.

Главный циркуляционный насос ГЦН-195М

Состоит из корпуса, выемной части, электродвигателя и вспомогательных систем. Выемная часть включает в себя консольное рабочее колесо, вал с уплотнением, подшипниковые узлы, устройство электромагнитной разгрузки и антиреверсное устройство. Она герметично соединена с корпусом насоса посредством плоской металлической прокладки при помощи фланцев и деталей крепления. Для обеспечения отвода протечек и контроля плотности по главной прокладке, предусмотрена вторая прокладка уплотнения главного разъема. Уплотнение вала представляет собой блок уплотнительных ступеней торцового типа с рабочими поясками специальной формы. Уплотнение четырехступенчатое (ступени: контурная, две основных, концевая, с делением перепада давления между ступенями). Между разделительной ступенью и основной дросселирующей первой ступенью подается уплотняющая вода с превышением давления на 2-5 кг/см2.Часть воды, охлаждая корпус ступени, дросселируется и поступает во 2 ступень и.т.д. Из полости перед концевой ступенью уплотняющая вода отводится на всас подпиточных насосов. Корпус узла уплотнения охлаждается водой промконтура.

Вал насоса вращается в двух подшипниках скольжения: верхнем опорно-упорном и нижнем подшипнике скольжения. При этом осевая сила ротора, частично уменьшенная электромагнитной разгрузкой, воспринимается гребнем осевого подшипника, конструктивно объединенным в один узел с верхним радиальным подшипником.

Радиально-осевой подшипник смазывается маслом от внешней циркуляционной системы, нижний радиальный - водой автономного контура.

ГЦН снабжен антиреверсным устройством, служащим для предотвращения проворачивания вала остановленного насоса противотоком теплоносителя.

Вал электродвигателя соединяется с валом насоса с помощью торсионно-зубчатой муфты.

Работоспособность системы ГЦН обеспечивают следующие вспомогательные системы;

-Маслосистема ГЦН, состоящая из двух подсистем, обеспечивающих маслом 1 и 3 ГЦН, и 2 и 4 ГЦН.

-Системы запирающей воды, состоящей из двух подсистем. Первая осуществляет подачу запирающей воды от подпиточных насосов при всех номинальных режимах работы АЭС, включая пуск и останов. Вторая подсистема осуществляет подачу запирающей воды из напорного трубопровода СВО-7, в случае перерыва в работе первой подсистемы (при перерыве более чем 3 мин ГЦН должен быть отключен).

Системы охлаждения технической водой группы VB электродвигателя ГЦН-195 типа ВАЗ-215,маслоохлодителей ГЦН.

Системы промконтура, предназначенную для охлаждения теплообменника автономного контура и торцевого уплотнения ГЦН для создания теплового барьера распространению теплового потока по валу ГЦН.

Системы автономного контура, предназначенная для смазки и охлаждения нижнего радиального подшипника. При работе ГЦН циркуляция по автономному контору осуществляется вспомогательным насосом-импеллером, при остановленном ГЦН насосом типа ВЦЭН-315.

Для увеличения времени выбега ГЦН и обеспечения циркуляции теплоносителя по 1- контуру при обесточении электродвигателя на валу закреплен маховик. Это позволяет, не предусматривая запасов по расходу на отключение насосов обеспечить охлаждение реактора после срабатывания АЗ в случае длительной потери электропитания.

Для восприятия сейсмических нагрузок на улитке ГЦН установлены 2 гидроамортизатора, перемещение вверх ограничено тремя соединенными с закладными тягами.

Характеристики ГЦH-195М

- Тип насоса.......................…………….Центробежный вертикальный

- Рабочая среда....................……….......Теплоноситель 1-го контура

Рабочая температура среды............………300 град

Номинальное давление на всасывании.....156 кгс/см2

Давление на всосе должно быть не менее 10 кгс/см2 сверх упругости паров

Расчетное давление.................…………….180 кгс/см2,

Расчетная температура................………….350 град С,

Материал............................…………………06Х12HДЛ

Подача.............................…………………...20000 м3/ч

Hапор ..............................…………………...6,75+-0,25 кгс/см2

УПЛОТНЕНИЕ........................…………...Торцевое 4-х ступенчатое

Запирающая вода..........…………….Подпиточная вода 1-го контура

Подача...............................…………………..не более 2,0 м3/ч

Температура........................………………...не более 70 град.

Превышение давл.зап.воды над давл.1 к..в пределах 2 - 5 кгс/см2

Мех.примесей в зап.воде..........…………....не более 0,03 г/л

ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЬ...................……….ВАЗ-215/109-6АМ05

Тип смазки............…………….Масло турбинное Т-22 ГОСТ 32-74

Подача масла на электродвигатель..……...5 - 6 м3/ч

Давление масла......................……………..1 кгс/см2

Подача техводы на электродвигатель…....70 м3/ч

Давление техводы....................…………….5,9 кгс/см2

Частота вращения синхронная....……......1000 об/мин

Hаправление вращения..…..Против час.стр.,если смотреть сверху

Мощность двигателя...................…………6800 кВт

Потребляемая мощность на гор.воде…....не более 5300 кВт

Потребляемая мощность на хол.воде..…..не более 7000 кВт

Hапряжение питания................…………...6000 в

Рабочий ток....................………………......669 А.

Парогенератор ПГВ-1000М

Представляет собой горизонтальный теплообменный аппарат с погруженной теплообменной поверхностью. Корпус ПГ рассчитан на проектное давление второго контура, равное 7,84 Мпа.


Рис. 1.5 Парогенератор ПГВ-1000М


Внутри корпуса парогенератора содержатся два вертикальных коллектора, в которые заделаны концы теплообменных труб. Коллектор в нижней части приварен к корпусу ПГ, а верхняя часть коллектора располагается в патрубке корпуса. Материал коллектора - сталь 10ГН2МФА. Теплопередающая поверхность ПГ состоит из 11000 труб. Материал теплообменных труб - аустенитная сталь 08Х18Н10Т. Теплообменные трубы, согнутые в U-образные горизонтальные змеевики, скомпонованы в трубный пучок. Расположение труб в пучке шахматное, с шагами по высоте пучка 19 мм, по ширине - 23 мм. Концы теплообменных труб закреплены в стенках коллекторов сваркой и вальцовкой. Сепарационные устройства состоят из пакетов жалюзи волнистой формы и расположенных за пакетами пароприемных дырчатых листов. Устройство выравнивания паровой нагрузки состоит из дырчатых листов, расположенных под уровнем котловой воды.

На корпусе ПГ предусмотрены штуцеры, к которым присоединятся трубопроводы непрерывной и периодической продувки, через которые часть воды удаляется из контура на очистку.

Нагретый в реакторе теплоноситель поступает во входной коллектор, распределяется по трубкам и, пройдя через них, отдает свое тепло воде, находящейся в межтрубном пространстве. Образующийся при нагреве питательной воды насыщенный пар, проходя из парового пространства ПГ через жалюзийный сепаратор, подвергается сушке и затем через патрубки поступает в паровой коллектор.


. ОБОСНОВАНИЕ И ВЫБОР СКУ ЭЛЕМЕНТОВ И УЗЛОВ


Температурные датчики в ГЦК

Температурная стратификация теплоносителя в горячих нитках 1-го контура на практике проявляется в существенной разности показаний разных температурных датчиков, которые, исходя из конструктивных особенностей, располагают по периметру сечения трубопровода главного циркуляционного контура (ГЦК) в нескольких сечениях. На примере энергоблока №3 Калининской АЭС на рис.1.6 показано как на данном энергоблоке располагаются термодатчики в трубопроводах ГЦК.


Рис. 1.6 Расположение термодатчиков в ГЦК. Энергоблок № 3, Калининская АЭС.


Для этого же энергоблока на рис. 2, 3 представлены отклонения показаний термодатчиков в горячих нитках на этапе энергетического пуска при освоении номинального уровня мощности и изменения показаний термодатчиков во 2-й петле в течение 3-й кампании также при номинальном уровне мощности. На представленных примерах видно, что различия для каждой петли имеют свои особенности. Максимальная разница в температуре теплоносителя в одной и той же нитке по разным каналам контроля достигает 5 ºС. По имеющимся данным также отмечается, что различия в показаниях разных термодатчиков зависят от уровня мощности и от характера неравномерности распределения энерговыделения по радиусу активной зоны (радиального офсета).


Рис. 2. Отклонения показаний температурных датчиков в горячих нитках петель 1-го контура (Э.б.№3 КлнАЭС, Энергопуск, Тэфф =102 эфф.сут., Np=100%Nном)


Рис. 3. Изменения показаний температурных датчиков в горячей нитке 2-й петли на номинальном уровне мощности (Э.б.№3 КлнАЭС, 3-я кампания)


Исходя из наблюдаемых эффектов, связанных с температурной стратификацией, можно предположить, что потоки теплоносителя, нагретые до разной температуры в активной зоне в зависимости от распределения энерговыделения и конструктивных особенностей внутрикорпусных устройств, поступают в горячие нитки ГЦК с разной степенью и характером перемешивания до средней температуры на выходе из активной зоны.

Исходя из имеющихся данных, можно принять решение об использовании и анализе результатов, получаемых при проверках соответствия координат внутриреакторных датчиков в активной зоне и на средствах отображения информации СВРК. Из этого следует, что в ходе проверок реализуются множество состояний с существенными различиями по энерговыделению в локальных областях активной зоны (см. рис.4, 5). Изменение температуры на выходе из ТВС с опускаемым ОР СУЗ отличается даже от ТВС 1-го окружения в 2-3 раза. Таким образом, можно считать, что и существенное влияние на изменение распределений температуры в горячих нитках должно оказывать именно изменение температуры на выходе из ТВС с опущенным ОР СУЗ.


Рис. 4. Изменения температуры в ТВС с опускаемым ОР СУЗ и в горячей нитке при опускании одиночного ОР СУЗ


Рис. 5. Изменения температур на выходе из ТВС при опускании ОР СУЗ


В качестве количественной оценки в методике анализа определяются коэффициенты влияния (Кi) температур на выходе из активной зоны на показания температурных датчиков в горячих нитках (в дальнейшем - коэффициенты влияния). Они находятся как отношение изменения температур в конкретном датчике температуры в горячей нитке и на выходе из ТВС , которые достигаются при опускании отдельных ОР СУЗ в разных местах активной зоны.


(1)


где i - номер ТВС с опущенным ОР СУЗ.

Кроме этого, для обобщения данных по коэффициентам влияния, полученных по опусканиям ОР СУЗ в разных ТВС, для каждого датчика определяется положение "центр масс" (Хцм, Yцм) коэффициентов влияния по следующим соотношениям:


, (2)


где: хi, yi, ki - условные координаты i-той ТВС в активной зоне и коэффициент влияния этой ТВС для рассматриваемого датчика; n - количество ТВС, в которых в опускались ОР СУЗ.

Т.к. для измерения температуры в реакторном и турбинном отделениях в качестве первичных термопреобразователей используются термопары и термометры сопротивления, то принцип работы основан на возникновении термо-ЭДС в цепи первичного термопреобразователя, соответствующей разности температур горячего и холодного спаев. Учитывая все факторы, наиболее подходящими для использования в реакторных установках являются термопары ТХК 2076, ТХК 8079 и ТХК 0515.

Основные параметры термопар ТХК 2076:

  • показатель тепловой инерции, сек…………………………….0,3
  • срок службы, час…………………………………………...25000;
  • предел допускаемого значения основной

погрешности не превышает, °С……………………………………1.0.

Основные параметры термопар ТХК 8079, ТХК 0515:

  • показатель тепловой инерции,сек…………………………….20;
  • средний ресурс, час………………………………………..10000;
  • предел допускаемого значения основной

погрешности при температуре верхнего значения, °С……….…7.1.

Данные модели термопар также соответствуют условию, удовлетворяющим показателям тепловой инерции - времени, за которое выходной сигнал термопары или термосопротивления при нагревании от температуры 20 °С до максимума достигнет величины 0,37 от выходного сигнала при максимальной температуре для данного термопреобразователя.

В схемах измерительного оборудования канала температуры с помощью термопар кроме первичных термопреобразователей используются устройства компенсации УКМ6-02, измерительные преобразователи Ш78, а также нормирующие преобразователи А-05, А-07, блоки размножения токовых сигналов БРТ и аналогово-дискретные преобразователи АДП.

Холодные концы термопар ТХК2076 при измерении температуры в Г.О. подключены к компенсационной коробке УКМ6-02.

УКМ6-02, в свою очередь, используется для компенсации влияния изменения температуры холодных концов. Компенсационная коробка расчитана на 6 каналов. При отказе блока питания УКМ6-02 отключается схема компенсации и выходной сигнал поступает на Ш-78, заниженный на величину температуры окружающей среды.

Измерительный преобразователь Ш-78 предназначен для преобразования аналогового сигнала температуры в mV в нормированный токовый сигнал 0-5mA. При обрыве входных цепей измерительный преобразователь выдает завышенный сигнал (110-170% от номинального). Вероятность безотказной работы Ш-78 не менее 0,95 за 2000 часов.

БРТ - блок размножения токовых сигналов 0-5mA на 6 идентичных. Параметр потока отказов блока не превышает 4,0*10-6. Вероятность безотказной работы - 0,97 за 8000 часов. Предел допускаемой основной приведенной погрешности соответствия выходных сигналов входным ±0,2%.


ЗАКЛЮЧЕНИЕ


Рассмотрим более подробно результаты расчетов на примере данных энергоблока №1 Тяньваньской АЭС. На этом энергоблоке (проект В-428) в СВРК для расчета температуры теплоносителя в нитках петель 1-го контура используются по 4 термометра сопротивления. На рисунке 5 представлены распределения температур в горячих нитках на этом блоке на этапе освоения уровня 100% от номинальной мощности.


Рис. 5. Распределение температур в горячих нитках. (Э.б. №1, Тяньваньская АЭС, Np=100% Nном)


Из этого рисунка видно, что наибольшие различия в показаниях датчиков в одной нитке составляют 2.5 ºС в петле 2 и 4. В петлях 1 и 3 можно сказать, что различия находятся в пределах погрешности используемых измерительных каналов.

Было предположено, что вышеуказанные особенности в распределениях для каждой петли должны отражаться или коррелироваться и в распределениях коэффициентов влияния и положением их центров масс. На рисунках 6, 7, 8 и 9 представлены по 4 картограммы, которые показывают распределение по активной зоне коэффициентов влияния для каждого датчика в соответствующей петле с указанием положения центра масс. По представленным картограммам с распределениями коэффициентов влияния и указанием расположения их центра масс можно отметить следующее:

·на показания определенных датчиков в горячих нитках расположенных в разных местах по сечению трубопровода ГЦК оказывает существенное влияние определенная ограниченная область активной зоны;

·наблюдается различие в характере распределений коэффициентов влияния в петлях с выраженной стратификацией теплоносителя и в петлях со слабой стратификацией;

·стратификация отсутствует или носит слабый характер в тех петлях (в данном случае это петли 1 и 3), в которых положение центра масс коэффициентов влияния для разных датчиков остается практически неизменным;

·выраженная стратификация теплоносителя имеет место в тех петлях (в данном случае это петли 2 и 4), в которых положение центра масс коэффициентов изменяется от датчика к датчику.


Рис. 6. Картограммы распределения коэффициентов влияния для термодатчиков в горячей нитке петли №1 (Э.б. №1, Тяньваньская АЭС)


Рис. 7. Картограммы распределения коэффициентов влияния для термодатчиков в горячей нитке петли №2 (Э.б. №1, Тяньваньская АЭС)


Рис. 8. Картограммы распределения коэффициентов влияния для термодатчиков в горячей нитке петли №3 (Э.б. №1, Тяньваньская АЭС)


Рис. 9. Картограммы распределения коэффициентов влияния для термодатчиков в горячей нитке петли №4 (Э.б. №1, Тяньваньская АЭС)


Были выполнены расчеты и анализ для данных, полученным при вводе в эксплуатацию других энергоблоков (№2 Тяньваньской АЭС, №2 Ростовской АЭС и №4 Калининской АЭС) одинаковых и разных проектов. Обобщенные результаты анализа по данным, полученным на разных энергоблоках, представлены в таблице. В таблице 2 для единообразия принята нумерация петель соответствующая нумерации петель для проекта Тяньваньской АЭС.


Таблица 2. Обобщенные результаты анализа коэффициентов влияния

ЭнергоблокПетля №1Петля №2Петля №3Петля №4Макс.Знач.Смещ.ц.м.СтратификацияМакс.Знач.Смещ.ц.м.СтратификацияМакс.Знач.Смещ.ц.м.Страти-фикацияМакс.Знач.Смещ.ц.м.СтратификацияТАЭС-10,41нетнет0,43дада0,38нетнет0,53дадаТАЭС-20,38нетнет0,45дада0,34нетнет0,44дадаРоАЭС-20,36нетнет0,43дада0,43нетнет0,44дадаКлнАЭС-40,27нетнет0,28дада0,28нетнет0,31дада

Из данной таблицы видно, что для всех энергоблоков с ВВЭР-1000 проектов В-320 и В-428, по которым был выполнен расчет и анализ коэффициентов влияния, наблюдаются одинаковые зависимости по коэффициентам влияния и стратификации теплоносителя в горячих нитках.

Следует отметить, что при анализе данных, полученных на энергоблоке №4 Калининской АЭС, в дополнение к показаниям датчиков СВРК (7 датчиков) были обработаны показания датчиков еще 9 датчиков других систем контроля и управления. В результате этого, появилась возможность сравнить коэффициенты влияния для датчиков, которые имеют одинаковое положение по сечению, но находятся в разных сечениях. Такое сравнение показало, что характер распределения коэффициентов влияния для таких пар или троек датчиков от сечения к сечению не изменяется. Такое наблюдение позволяет сделать еще один вывод о том, что в контролируемых термодатчиками областях горячих ниток потоки теплоносителя не перемешиваются.

Анализ данных, получаемых при номенклатурных испытаниях при вводе энергоблоков с ВВЭР в эксплуатацию, позволяет дополнительно к основным целям испытаний определять некоторые характеристики стратификации теплоносителя в горячих нитках петель 1-го контура. Исходя из существенного влияния стратификации, наблюдаемой на всех энергоблоках с ВВЭР-1000, на экономичность и безопасность эксплуатации этих энергоблоков, полученные результаты являются актуальными для верификации теплогидравлических кодов, используемых при расчетах обоснования безопасности энергоблоков.


СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


1.Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Комплексные испытания модернизированной системы внутриреакторного контроля при вводе в эксплуатацию блока №3 Калининской АЭС. // Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР: Сб.тр. 5-й междунар. научн.-технич. конф., Подольск, 2007 г.

. Бай В.Ф., Богачек Л.Н, Макаров С.В., Лупишко А. Н. Состояние внутриреакторного термоконтроля и анализ основных теплофизических характеристик РУ на блоках Калининской АЭС. // Безопасность, экономика и эффективность атомной энергетики: Сб. тр. 7-й междунар. научн-техническ. конф., Москва, 2010 г.

3. T. Hohne, E. Krepper, U.Rohde. Application of CFD Codes in Nuclear Reactor Safety Analysis. // Science and Technology of Nuclear Installations. Volume 2010, Article ID 198758, 8 pages, doi:10.1155/2010/198758.

. Yeon-Sik Kim and e.а. Commissioning of the ATLAS thermal-hydraulic integral test facility. // Annals of Nuclear Energy. 35 (2008), 1791-1799.

. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Оптимизация проверки реального соответствия координат датчиков температуры и энерговыделения в активной зоне координатам этих датчиков в СВРК. // Вопросы атомной науки и техники. Серия "Обеспечение безопасности АЭС". Научно-технический сборник. Выпуск 23. Реакторные установки с ВВЭР. - Подольск, ОАО ОКБ "Гидропресс", ФГУП НИКИЭТ, 2008.

. Терешонок В.А. и др. Анализ результатов испытаний, проведенных в период пуска и освоения мощности блока №3 Калининской АЭС. // Итоговый отчет научного руководителя пуска. Концерн "Росэнергоатом", Москва, 2006 г.

7. Лисенков Е.А., Безруков Ю.А., Селезнев А.В. и др. Исследование перемешивания теплоносителя в реакторе ВВЭР-1000. // Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР: Сб.тр. 6-й междунар. научн.-технич. конф., Подольск, 2009 г.

8. Kleim S., Hemsttrom B., Bezrukov Y. e.a. Comparative evaluation of coolant mixing experiments at the ROCOM, Vattenfall and Gidropress test facilities. Science and technology of Nuclear Installations. Volume 2007, Article ID 25950.

. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Сравнительный анализ перемешивания потоков теплоносителя в корпусе реактора по результатам натурных испытаний при вводе в эксплуатацию энергоблоков Тяньваньской АЭС // Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР: Сб.тр. 6-й междунар. научн.-технич. конф., Подольск, 2009 г.


Введение реактор энергоблок стратификация температура Опыт проведения пусконаладочных работ и эксплуатации на энергоблоках АЭС с ВВЭР-1000 разных проектов

Больше работ по теме:

КОНТАКТНЫЙ EMAIL: [email protected]

Скачать реферат © 2017 | Пользовательское соглашение

Скачать      Реферат

ПРОФЕССИОНАЛЬНАЯ ПОМОЩЬ СТУДЕНТАМ