Определение характера исходного события аварии по результатам расчетного анализа

Расчетно-графическая работа по курсу "Аварийные процессы и системы безопасности" - "Определение характера исходного события аварии по результатам расчетного анализа".
На украинском языке. ...

Перечень принятых сокращений
1 Описание событий аварии
1.1 Анализ графиков
1.2 Хронология событий
2 Идентификация аварии
2.1 Определение исходных событий, сопутствующих отказов и ошибок персонала
2.2 Динамика протекания аварии
3 Действия персонала по ликвидации аварии
Выводы
Список литературы

Завданням даної розрахункової роботи є ідентифікація аварійного процесу, відтворення хронології подій та подальший аналіз процесу аварії з визначенням причинно-наслідкових зв’язків між подіями. Динаміка протікання та кінцевий стан аварії відображені у вигляді графічних залежностей від часу основних параметрів енергоблока АЕС (теплофізичних, теплогідравлічних, нейтронно-фізичних, експлуатаційних). Графічні залежності відображають результати розрахунку, виконаного у коді MELCOR, спеціалізованого для моделювання важких аварій.
У даному варіанті роботи розглядається аварія «Розрив трубопроводу планового розхолодження за межами ГО при розхолодженні реакторної установки». Вихідна подія даної аварії є великою течею з першого контуру і належить до групи аварій зі зменшенням маси теплоносія першог о контуру. Аварія супроводжується рядом відмов, не передбачених проекто

–
лінія планового розхолодження;
НКВ
–
нижній кінцевий вимикач;
ОР СУЗ
–
орган регулювання;
ПГ
–
парогенератор;
РУ
–
реакторна установка;
САОЗ НТ
–
система аварійного охолодження активної зони низького тиску;
САОЗ ВТ
–
система аварійного охолодження активної зони високого тиску;
ФБ
–
функція безпеки;
ШРУ-ВП
–
швидкодіюча редукційна установка власних потреб;
ШРУ-К
–
швидкодіюча редукційна установка скидання пари в конденсатор.
ВСТУП
Завданням даної розрахункової роботи є ідентифікація аварійного процесу, відтворення хронології подій та подальший аналіз процесу аварії з визначенням причинно-наслідкових зв’язків між подіями. Динаміка протікання та кінцевий стан аварії відображені у вигляді графічних залежностей від часу основних параметрів енергоблока АЕС (теплофізичних, теплогідравлічних, нейтронно-фізичних, експлуатаційних). Графічні залежності відображають результати розрахунку, виконаного у коді MELCOR, спеціалізованого для моделювання важких аварій.
Для проектних аварій впроваджена класифікація за групами за характерним впливом на зміну параметрів реакторної установки. Вихідні події об'єднані в групи відповідно з наслідками для ядерної установки, до яких вони призводять.
У даній розрахунковій роботі проводиться аналіз аварії з класу запроектних. Запроектними аваріями вважаються ті, які були викликані не врахованими для проектних аварій вихідними подіями, або супроводжуються додатковими порівняно з проектними аваріями відмовами систем безпеки або помилками персоналу.
У даному варіанті роботи розглядається аварія «Розрив трубопроводу планового розхолодження за межами ГО при розхолодженні реакторної установки». Вихідна подія даної аварії є великою течею з першого контуру і належить до групи аварій зі зменшенням маси теплоносія першого контуру. Аварія супроводжується рядом відмов, не передбачених проектом: порушення функції безпеки «Локалізація першого контуру», непрацездатність резервних каналів САОЗ НТ, ШРУ-К не беруть участі у розхолодженні РУ, відсутність дій персоналу з відновлення запасу теплоносія у першому контурі або відмови відповідних систем (локалізація течі, відновлення працездатності резервних каналів САОЗ НТ, відкриття швидкодіючих засувок ГЄ САОЗ, запуск ТК або TQ14, яка може працювати і при тисках нижче 5 кгс/см2).
1 Опис подій АВАРІЇ
1.1 Аналіз графіків
У даному розділі проводиться аналіз кожної з контрольних величин, зміна яких з часом відображена на графіках.
Рисунок 1 – Масова витрата теплоносія в течу
Масова витрата теплоносія в течу (рисунок 1) зменшується за рахунок зменшення маси теплоносія та тиску в першому контурі. З 453 секунди витрата доволі інтенсивно зменшується, оскільки рівень у реакторі падає нижче рівня гарячих патрубків. Частина теплоносія з реактора в цей період виноситься в течу через опускну ділянку і аварійну холодну нитку. В подальшому рівень теплоносія падає нижче рівня холодних патрубків, витрата у течу зменшується. Крім того, зменшення витрати теплоносія пов’язане зі зростанням температури теплоносія понад температуру насичення і його випаровуванням.
Рисунок 2 – Маса теплоносія першого контуру
Маса теплоносія першого контуру зменшується відповідно до інтенсивності його втрати через течу. З характеру графіка (рисунок 2) видно, що під час протікання аварії запас теплоносія не відновлювався (відсутнє стрибкоподібне зростання маси теплоносія, характерне для роботи ГЄ САОЗ, або періодична зміна маси теплоносія, викликана роботою системи продувки та підживлення). За рахунок того, що розрив трубопроводу планового розхолодження відбувся на всасі насоса TQ12D01, тиск на всасі насоса падає, і канал TQ12 втрачає працездатність внаслідок зупину насоса по факту виникнення кавітації. Канали TQ22, 32, які знаходилися в резерві, не вдається ввести у роботу для підтримання запасу теплоносія та концентрації борної кислоти.
На початку моделювання маса котлової води у четвертому парогенераторі більша, оскільки нижча температура у четвертій петлі, з якої відводиться гарячий теплоносій, і відповідно менше пароутворення у четвертому ПГ. На 51 секунді після розриву ЛПР температура у гарячій нитці четвертої петлі першого контуру зростає, у четвертому парогенераторі інтенсифікується пароутворення і знижується маса котлової води. На другому етапі аварії тепловідвід від першого контуру до другого припиняється і навіть стає відє’мним (від другого контуру до першого), оскільки другий контур не розхолоджується через пароскидні пристрої, а теплота з першого контуру виноситься в течу, і температура в першому контурі нижча. Тому в цей період маса котлової води зростає.
На кінцевому етапі аварії маса котлової води у ПГ-1,2,4 зменшується. У цей період теплообмін між контурами майже відсутній, і рівні води в парогенераторах мають тенденцію до вирівнювання за рахунок спільного колектора.
Рисунок 3 – Маса котлової води ПГ
Рисунок 4 – Тиск на виході з реактора
Тиск на виході з реактора (рисунок 4) знижується через втрату води з першого контура через течу. Компенсатор тиску спустошується на початковому етапі аварії і не може брати участі у вирівнюванні тиску в першому контурі. Темп зниження тиску зменшується з початком пароутворення у реакторі, оскільки водяна пара створює власний парціальний тиск.
Рисунок 5 – Тиск у парогенераторах
Тиск у ПГ-1,4 (рисунок 5) помітно зростає на початковому етапі аварії, оскільки зростає температура у першій холодній та четвертій гарячій нитках внаслідок утворення течі. Надалі тиск у ПГ падає, оскільки припиняється тепловідвід від першого контуру до другого.
Температура теплоносія на вході у реактор (рисунок 6) зростає на першому етапі аварії, оскільки припиняється подача води у холодну нитку першої петлі від каналу TQ12. Зі збільшенням витрати через реактор та інтенсифікації тепловіддачі до другого контуру температура на вході короткочасно знижується на 340 секунді, а потім відновлюється. Температура на виході з реактора на початку аварії дещо знижується внаслідок збільшення витрати через реактор. На середньому етапі модельованого процесу температура на вході та виході з реактора знижується, оскільки згенерована у реакторі теплота «виноситься» в течу. На кінцевому етапі температура на виході з реактора різко зростає внаслідок оголення активної зони і значного підігріву теплоносія, який ще залишився у реакторі. Температура насичення змінюється відповідно до зміни тиску у реакторі.
На 133 секунді різниця між температурою насичення та температурою в гарячих петлях досягає 10 оС – уставка автоматичного введення в роботу САОЗ НТ (САОЗ ВТ при зупині виведена з роботи, тому за цією ж уставкою спрацювати не може), а також локалізації І контуру з відсіканням системи ТК. Однак неаварійні канали САОЗ НТ знаходяться у резерві і не спрацьовують.
Рисунок 6 – Температура ТН на вході і виході з реактора та температура насичення
На початку аварії температура теплоносія в першій холодній нитці (рисунок 7) різко зростає до значень температури у решті холодних ниток через зупинку насоса САОЗ НТ і припинення подачі води для розхолодження. При цьому дещо зростає температура в решті холодних ниток через зменшення маси теплоносія першого контуру. Саме характерна зміна температури теплоносія у першій та четвертій петлі, а також непрацездатність САОЗ НТ, дозволяють визначити ВП аварії. Різке падіння температури в аварійній холодній нитці на 328 секунді спричинене збільшенням витрати через неї. На середньому та кінцевому етапі аварії температура у холодних нитках зменшується через винесення теплоти у течу.
Рисунок 7 – Температура теплоносія в холодних нитках ГЦТ
Рисунок 8 – Температура теплоносія в гарячих нитках ГЦТ
З настанням вихідної події температура у гарячій нитці четвертої петлі (рисунок 8) стрибкоподібно зростає через зменшення маси теплоносія у цій нитці та інтенсивного надходження в аварійну гарячу нитку теплоносія з реактора. У цю ж нитку зливається більш холодний теплоносій з компенсатора тиску при його спустошенні, тож температура у гарячій нитці на 40 секунді різко знижується. Після падіння рівня в реакторі нижче рівня гарячих патрубків теплоносій у гарячих нитках починає охолоджуватися (теплота з першого контуру виноситься в течу), і лише на 2800 секунді різко починає розігріватися теплоносій у першій гарячій нитці.
Характерно те, що температура у гарячих нитках падає нижче, ніж у холодних. Коли рівень у реакторі встановлюється нижче гарячих патрубків, але вище холодних, спостерігається надходження теплоносія з реактора у холодні нитки. Крім того, до холодних ниток на середньому етапі аварії відводиться теплота від другого контуру, який не розхолоджується пароскидними пристроями.
Рисунок 9 – Максимальна температура зовнішньої поверхні оболонок твел
Температура зовнішньої поверхні оболонок твелів (рисунок 9) незначно знижується, оскільки теплота від них відводиться у течу, але з 2400 секунди починає різко зростати внаслідок оголення активної зони і на 3625 секунді перевищує критерій прийнятності (1200 оС).
Рисунок 10 – Витрата теплоносія по петлях ГЦТ
Рисунок 11 – Рівень теплоносія в реакторі та опускній ділянці
У початковий момент аварії витрата через петлі ГЦТ (рисунок 10) становить близько 50 кг/с – ГЦН не працюють, встановилася природна циркуляція. З настанням вихідної події різко зростає витрата через четверту петлю, оскільки теплоносій виходить у течу на ЛПР, а витрата через першу петлю стає від’ємною (теплоносій виходить через її холодну нитку). Після зливу теплоносія з аварійних петель ГЦТ витрата через них падає, починає знижуватися рівень у реакторі (рисунок 11), і витрата знову зростає – цього разу по всіх нитках. При зниженні рівня у реакторі нижче гарячих патрубків витрата у петлях на короткий період стає від’ємною – схоже, в цей час теплоносій виходить у течу через холодну нитку з опускної ділянки.
Близько 1050 секунди теплоносій на вході у реактор починає кипіти, витрата зростає повільніше, а потім зменшується, і з часом циркуляція у ГЦТ фактично припиняється.
Стрибок витрати через ГЦТ, який досягає максимуму на 1270 секунді, починається одночасно з падінням рівня в опускній ділянці. Це може свідчити про короткочасне відновлення надходження теплоносія з холодних ниток у реактор.
Оголення активної зони починається на 1517 секунді і закінчується на 3100, і визначає темп розігріву твелів.
Рисунок 12 – Витрата теплоносія через реактор
Графік витрати теплоносія через реактор (рисунок 12) загалом відповідає графіку витрати теплоносія через ГЦТ. Піки витрати на 2000 і 2380 секундах більші за масштабом, ніж зростання витрати у ГЦТ, і можуть бути спричинені рухом теплоносія, який випаровується, через реактор.
Рисунок 13 – Рівень у компенсаторі тиску
Компенсатор тиску швидко спорожнюється з настанням вихідної події (рисунок 13). Незначне збільшення рівня у КТ на 445 секунді – наслідок «закидання» у КТ гарячого теплоносія.
Пилкоподібний графік зміни рівня у парогенераторах (рисунок 14) міг би говорити про розхолодження другого контуру за допомогою пароскидних пристроїв з підживленням за допомогою ДЖЕН, проте характер зміни тиску у парогенераторах заперечує цю версію. Отже, рівень у ПГ змінюється за рахунок зміни густини води у другому контурі. Крім того, приблизно до 1750 секунди тиск і температура у ПГ такі, що пароутворення у них можливе, а потім генерація пари припиняється (температура у ПГ нижче температури насичення) і рівні незначно зростають.
Рисунок 14 – Рівні у ПГ по рівнеміру з базою 4 м
Рисунок 15 – Температура в парогенераторах
На початковому етапі аварії зростають температури в ПГ (рисунок 15), оскільки внаслідок припинення розхолодження зростають температури в першому контурі і додаткова теплота відводиться до другого контуру (рисунок 16). Оскільки розхолодження через другий контур не проводиться, а теплота з першого контуру виноситься в течу, то температура у ПГ на середньому етапі аварії зменшується, а теплота починає відводитися від другого контуру в перший. На кінцевому етапі аварії теплота все ще відводиться від другого контуру до першого, але модуль цієї величини зменшується внаслідок кипіння теплоносія у першому контурі і погіршення теплообміну (температура у петлях першого контуру знижується до 120 оС, але за умов тиску, який встановився у І контурі, при цій температурі можливе кипіння).