Повторное продление срока эксплуатации энергоблоков 1 поколения АЭС с ВВЭР-440

Повторное продление срока эксплуатации энергоблоков 1 поколения АЭС с ВВЭР-440
В.Г. Асмолов, В.П. Поваров, С.Л. Витковский
ОАО «Концерн Росэнергоатом», Москва, Россия
В.Я. Беркович, А.Е. Четвериков, И.А. Мозуль
ОАО ОКБ «Гидропресс», г. Подольск, Россия
Ю.М. Семченков, А.В. Журбенко, А.И. Суслов
НИЦ «Курчатовский институт», Москва, Россия
1 Информация о 3,4 блоках Нововоронежской АЭС.
Блок
Тип РУ
Турбоустановка
Установленная мощность блока, МВт
Год пуска
Год окончания проектного срока эксплуатации
Год окончания продленного срока эксплуатации
3
4
ВВЭР-440(В-179) ВВЭР-440(В-179)
К-220-44/3000
К-220-44/3000
417
417
1971
1972
2001
2002
2016
2017
Разработчик проекта – ОАО «Атомэнергопроект»
Конструктор РУ – ОАО ОКБ «Гидропресс»
Научный руководитель НИЦ «Курчатовский институт»
В декабре 2016 г. и декабре 2017 г. завершаются продленные сроки эксплуатации энергоблоков № 3 и 4 Нововоронежской АЭС. Протоколом заседания Центрального Комитета
ОАО «Концерн Росэнергоатом» от 29.11.2011 № 7 одобрено и приказом ОАО «Концерн Росэнергоатом» от 01.02.2012 № 9/86-П принято решение о начале работ по продлению сроков
эксплуатации энергоблоков № 3 и 4 Нововоронежской АЭС сверх 45 лет.
Результаты выполненных работ показали принципиальную техническую возможность
дальнейшего продления срока эксплуатации блоков №№ 3, 4 при условии их модернизации
с целью дальнейшей более глубокой компенсации дефицитов безопасности. При этом текущее состояние элементов реакторной установки блока № 3 НВАЭС (верхний блок, корпус
реактора, парогенераторы и др.) требует при ПСЭ существенно большего объема работ по
сравнению с блоком №4 НВАЭС.
С учетом вышеприведенных факторов, решением НТС ОАО «Концерн Росэнергоатом»
от 29.06.2012 было рекомендовано осуществить окончательный останов энергоблока № 3 по
окончании 45-ти летнего срока эксплуатации и разработать комплект документов, обосновывающих целесообразность продление срока эксплуатации энергоблока № 4 НВАЭС сверх
45-ти лет (отчет о комплексном обследовании энергоблока №3 и №4, сводный план мероприятий по энергоблоку №4; оценка экономической эффективности ПСЭ №4) с учетом:
 использования систем и оборудование блока № 3 для повышения безопасности блока
№4 (включая объединение конфайментов блоков, использование струйно-вихревого конденсатора блока № 3, подключение активных и обеспечивающих систем безопасности блока
№ 3 к блоку №4, другие технические решения);
 оценкой модернизации систем безопасности энергоблока и комплекса мероприятий
по ликвидации последствий запроектных аварий на блоке и минимизации воздействия на
население и окружающую среду, а также с определением технологий и технических средств,
обеспечивающих реализацию этих мероприятий, с учётом событий произошедших на
АЭС «Фукусима».
1
На основании решений НТС была разработана «Концепция повторного продления срока
эксплуатации энергоблока 4 Нововоронежской АЭС».
2 Проектные основы.
Проект второй очереди Нововоронежской АЭС (энергоблоки 3 и 4) разрабатывался в 60х годах. Разработка проектно-конструкторской документации была осуществлена на основе
общепромышленных нормативов, специальные нормы и правила существовали только для
таких специфических аспектов использования атомной энергетики, как радиационная защита
(«Санитарные правила работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений» СП-333-60; «Санитарные правила проектирования атомных станций»
и «Нормы радиационной безопасности» НРБ-69).
Разработка проекта была основана на концепции, предполагающей, что за счет обеспечения высокого качества оборудования и других компонентов реакторной установки, качества эксплуатации (контроля за состоянием металла и сварных швов оборудования и трубопроводов), можно избежать значительного их повреждения, исключив тем самым возможность серьезной аварии.
Вследствие этого, в качестве максимальной проектной аварии рассматривалась течь из
первого контура с эквивалентным сечением разрыва Дy32.
В то же время, технические решения, заложенные в основу проекта, обеспечили безопасность, надежность, экономическую эффективность и простоту эксплуатации этих блоков
в течение нескольких десятилетий. При этом некоторые особенности проектных решений
соответствовали рекомендациям доклада INSAG-5 для будущих АЭС, опубликованного в
1992 г.:
 реактор ВВЭР-440/179 имеет небольшую, компактную активную зону, которая практически не подвержена ксеноновым колебаниям. Отсутствует необходимость локального регулирования нейтронного потока, реактор устойчив и обладает мощными отрицательными
обратными связями, что создает благоприятные условия для работы оператора в переходных
режимах;
 высокая эффективность аварийной защиты реактора, реализованная большим количеством ОР СУЗ механической системы регулирования, достаточна для предотвращения выхода в повторную критичность в авариях с быстрым захолаживанием теплоносителя первого
контура с учетом отказа наиболее эффективного ОР СУЗ;
 срабатывание аварийной защиты реактора основано на гравитационном принципе и
не требует дополнительных источников энергии;
 энергонапряженность активной зоны достаточно низкая, что обеспечивает значительные запасы до кризиса теплообмена на твэлах при различных переходных процессах;
 большой удельный объем теплоносителя первого и второго контуров на единицу тепловой мощности реактора дает возможность осуществлять пассивное охлаждение активной
зоны реактора в течение длительного времени и снижает зависимость от ранних действий
оператора.
Система локализации аварий энергоблока включает рассчитанные на избыточное давление герметичные помещения, в которых размещается реактор и контур радиоактивного теплоносителя. Герметичные помещения оборудованы спринклерной системой, предназначенной для конденсации пара и отвода тепла при авариях. Для предотвращения повреждения
гермоограждения РУ при увеличении давления в герметичных помещениях были предусмотрены грузовые предохранительные устройства, сбрасывающие парогазовую смесь в атмосферу.
В проекте не предъявлялись повышенные требования к герметичности помещений при
избыточном давлении, так как не предполагалось серьезных повреждений твэлов.
После ввода энергоблока в эксплуатацию начал формироваться новый комплексный
подход к атомным электростанциям, как объектам повышенной опасности. Были разработа2
ны такие нормативные документы концептуального уровня, как «Санитарные правила проектирования и эксплуатации атомных станций», «Общие положения обеспечения безопасности атомных электростанций при проектировании, строительстве и эксплуатации» ОПБ-73.
В них были сформулированы уже признанные в других странах принципы обеспечения
безопасности атомных электростанций: глубокоэшелонированной защиты, единичного отказа и метод анализа безопасности на основе рассмотрения постулированных исходных событий.
Энергоблоки с реактором ВВЭР-440 первого поколения, естественно, этим нормам не
отвечали, и встал вопрос о проведении их модернизации.
Вместе с тем анализы проекта по выявлению отступлений от новых норм, а также оценка
их влияния на безопасность показали значительную консервативность данных проектов и
наличие развитых свойств внутренней самозащищенности.
3 Концепция и результаты модернизации перед ПСЭ до 45 лет.
В основу концепции повышения безопасности блоков первого поколения при ПСЭ в
начале 2000-х годов закладывалось:
 создание независимых каналов СБ;
 увеличение МПА с течью теплоносителя 1 контура с Ду32 до Ду100;
 внедрение концепции «Течь перед разрушением» для трубопроводов 1 контура Ду500
и Ду200;
 приближение суммарной вероятности тяжелых аварий к рекомендуемому ОПБ-88/97
значению ~ 110-5.
По результатам анализа отступлений от НД по безопасности, а также по результатам
ВАБ первого уровня при подготовке 3 и 4 блоков НВАЭС к продлению срока эксплуатации
до 45-ти лет, а так же в период продленного срока эксплуатации, 3 и 4 блоки подверглись
значительному объему модернизации, в частности:
Системы аварийного электроснабжения
 установлены дополнительные аккумуляторные батареи и щиты постоянного тока;
 модернизирована существующая сеть надежного питания первой категории переменного тока;
 смонтированы два дополнительных дизель-генератора (ДГ 7,8) по 1600 кВт каждый в
отдельном здании;
 модернизирована сеть 6 кВ надежного питания 2 категории с целью создания двух каналов СБ.
Системы контроля и управления
 созданы на базе современного комплекса аппаратуры АКНП-7 два комплекта аварийной защиты и контроля реактора по параметрам нейтронного потока;
 установлены два комплекта аварийной защиты по технологическим параметрам;
 импульсный регулятор мощности реактора заменен на два комплекта автоматического регулятора мощности АРМ 5СРВ;
 установлены два комплекта устройства разгрузки и ограничения мощности реактора
РОМ-2СРВ;
 управляющие системы безопасности реализованы на базе унифицированного комплекса технических средств (УКТС);
 реакторная установка оснащена системой внутриреакторного контроля на базе аппаратуры СВРК-В179.
Технологические системы
 созданы два независимых канала систем безопасности с внутренним резервированием
активных элементов;
 установлены БЗОК на главных паропроводах, реализованы алгоритмы автоматических действий при разрыве паропроводов ПГ и ГПК;
3
 заменены предохранительные клапаны КД и ПГ на клапаны, не зависящие от агрегатного состояния среды. Обеспечена возможность отвода тепла в режиме «feed and bleed»;
 энергоблоки оснащены дополнительными системами аварийной подачи питательной
воды в парогенераторы;
 сооружено отдельно стоящее здание насосной станции пенного пожаротушения с
двумя новыми насосами и дополнительным баком.
Гермоограждение РУ
 в целях повышения плотности ГО выполнена модернизация элементов ГО;
 на воздуховодах систем вентиляции ГО установлены быстродействующие отсечные
клапаны;
 взамен предохранительных клапанов внедрен струйно-вихревой конденсатор (СВК).
При этом СВК обладает следующими преимуществами:
 обеспечивается непревышение проектного предела давления в гермоограждении РУ
при авариях с течью до Dу 500 включительно;
 обеспечивается очистка сбрасываемой среды от молекулярного йода;
 пассивный принцип работы;
 минимальное время нахождения гермоограждения РУ под избыточным давлением, в
результате чего уменьшаются неконтролируемые утечки из гермообъема;
 невозможность образования существенного вакуума в гермоограждении РУ вследствие обратного тока среды через СВК.
Технические средства управления запроектными авариями
Для реализации важной составляющей принципа глубокоэшелонированной защиты –
управление запроектной аварией – каждый энергоблок оснащен рядом технических средств,
в том числе:
 передвижными источниками аварийного электропитания (ПАДГС) мощностью 2 МВт
и 0,2 МВт;
 передвижной насосной установкой (ПНУ) для подачи питательной воды в парогенераторы;
 ПНУ для подачи охлаждающей воды потребителям;
 ПНУ для откачки воды из затопленных помещений;
 системой контроля наличия паровой фазы в реакторе или уровня теплоносителя в реакторе (на 4 блоке);
 системой представления параметров безопасности.
По результатам ВАБ 1 уровня 4 блока, доработанного в 2011 году путем существенного
расширения объема учитываемых инициирующих событий, частота повреждения активной
зоны реактора составила 5,610-5 1/год при исходном (до модернизации) значении 1,0810-3
1/год. Достигнутое значение частоты ПАЗ ниже значений рекомендованных INSAG-3 и
INSAG-8 для действующих блоков АС.
На рис.1 проиллюстрировано распределение вкладов в значение частоты ПАЗ по различным категориям групп исходных событий.
Как видно, значительный вклад в частоту ПАЗ вносят исходные события, связанные с
течами теплоносителя 1 контура, что связано как с существующей двухканальной структурой САОЗ, а так же ее конфигурацией.
4
Административные остановы
1%
Обесточивание
4%
Переходные процессы
4%
Течи из первого контура во
второй
11%
Течи первого контура за
пределами ГО
<1%
Течи второго контура
31%
Запроектные аварии
21%
Течи первого контура в
пределах ГО
28%
Рис. 1 Распределение вкладов в значение частоты ПАЗ по различным категориям групп ИС
4. Повышение безопасности энергоблока №4 НВАЭС и надёжности систем, обеспечивающих охлаждение активной зоны при авариях с потерей теплоносителя (LOCA).
В изначальной проектной схеме САОЗ (насосы АПН) не было обеспечено выполнения
принципа независимости системы безопасности от систем нормальной эксплуатации (в системе использовались трубопроводы возврата продувки первого контура), принципа единично отказа и защиты от отказа по общей причине. Основные мероприятия по модернизации
САОЗ соответствовали основным рекомендациям МАГАТЭ по вопросам проекта (TECDOC640). В результате выполненных работ была повышена надежность работы системы и безопасность энергоблока:
 реализована двухканальная система ввода бора;
 обеспечена независимость систем безопасности между собой и систем нормальной
эксплуатации;
 обеспечено резервирование активных элементов;
 запуск двух насосов в канале позволяет преодолеть течь первого контура эквивалентным диаметром Ду100;
 установка байпаса на напоре насосов аварийного ввода бора позволяет исключить отказ канала по общей причине;
 разделение групп насосов по питанию обеспечивает защиту системы от отказов по
общей причине.
Как уже говорилось, результаты выполняемых в настоящее время работ показали принципиальную техническую возможность дальнейшего продления срока эксплуатации блока
№4 сверх 45-ти лет после 2017 года. Однако, вопросы безопасности блока №4 при его сегодняшнем составе САОЗ не соответствуют требованиям действующих нормативных документов в области использования атомной энергии – в частности при рассмотрении полного спектра аварий с потерей теплоносителя (вплоть до LOCA – Ду 500).
Также нельзя игнорировать неудачный опыт попытки продолжения эксплуатации блоков
с ВВЭР-440/В-230 на АЭС "Козлодуй" и АЭС "Богунице". Технические решения по модернизации, выполненные эксплуатирующими организациями этих АЭС не позволили ликвидировать (нивелировать) известные недостатки РУ первого поколения с ВВЭР-440/В-230. В
тоже время РУ второго поколения с ВВЭР-440/В-213 успешно эксплуатируются в ряде стран
Восточной Европы (а на АЭС "Моховце" ведутся работы по вводу в эксплуатацию еще двух
5
блоков В-213), и их уровень безопасности соответствует современным требованиям МАГАТЭ к эксплуатируемым АЭС.
Поэтому одной из главных целей в концепции повышения уровня безопасности при повторном продлении срока эксплуатации блока №4 до 60 лет была определена цель расширения спектра проектных аварий вплоть до разрыва ГЦТ Ду 500. При этом предложены следующие технические решения достижения цели:
a) модернизация САОЗ для обеспечения охлаждения активной зоны реактора при разрывах трубопроводов первого контура с условным диаметром более 100 мм (МПА при
LOCA):
 внедрение пассивной системы охлаждения активной зоны (гидроёмкости САОЗ);
 внедрение активной системы охлаждения активной зоны низкого давления (насосы
аварийной подпитки первого контура низкого давления);
b) модернизация ГО РУ для обеспечения его целостности при указанной выше МПА и
обеспечения непревышения установленных критериев по радиологическим последствиям;
c) учитывая рекомендацию НТС "Концерна Росэнергоатом" об окончательном останове
энергоблока №3 по окончании 45-ти летнего срока эксплуатации, продление РУ энергоблока
№4 осуществляется с использованием систем безопасности блока №3. Конкретно, например,
может быть увеличен объём герметичных помещений за счет объединения ГО блоков №3 и
№4 с использованием двух СВК.
Обоснование технического решения а) было поручено выполнить Главному конструктору РУ блока №4 ОАО ОКБ "ГИДРОПРЕСС", включая:
– определение требований к вновь устанавливаемому оборудованию и модернизируемому САОЗ;
– подтверждение расчетным обоснованием выполнение принятых приёмочных критериев для аварий при исходном событии LOCA Ду 500.
Таблица 1. Проектные пределы по степени повреждения твэл и расчётные приёмочные
критерии при LOCA
Срок
эксплуатации
МПА с
LOCA
1971-2002 г.г.
проектный
срок
2002-2017г.г.
продление
срока эксплуатации
Ду 32 мм
2017-2032г.г.
продление
сверх 45 лет
Ду 100 мм
Ду 500 мм
Проектный предел по
степени повреждения
твэл при МПА с
LOCA
Дополнительная разгерметизация твэл при
аварии отсутствует
Дополнительная разгерметизация твэл при
аварии отсутствует
Дополнительная разгерметизация твэл при
аварии отсутствует
Расчетные приемочные критерии при
LOCA
Кризис теплоотдачи отсутствует, температура оболочки твэл – не более 350С
Ду32 мм
Кризис теплоотдачи отсутствует, температура оболочки твэл – не более 350С.
32 ммДу100 мм
Температура оболочки не более 600С
Ду32 мм
Кризис теплоотдачи отсутствует, температура оболочки твэл – не более 350С.
32 ммДу100 мм
Температура оболочки не более 600С
100 ммДу500 мм
Температура оболочки не более 800С.
Эквивалентная степень окисления оболочки
твэла должна быть не более 18% от первоначальной толщины.
Отсутствует пластическая деформация оболочек твэлов.
6
В Таблице 1 приведены проектные пределы по степени повреждения твэл и расчётные
приёмочные критерии при LOCA, которые устанавливались для активной зоны на всех этапах эксплуатации и модернизации блока №4. При продлении срока эксплуатации сверх 45-ти
лет они установлены строже, чем в проекте РУ второго поколения ВВЭР-440/В-213 для аналогичного исходного события аварии.
Результаты выполненного для блока №4 теплогидравлического анализа для аварии с исходным событием «Разрыв ГЦТ Ду 500 мм» (с использованием модернизированной конфигурации САОЗ) показывают непревышение температурой оболочек твэлов значения 800 °С
(рис. 2). На основании анализа результатов работ ОАО "ВНИИНМ", выполненных для энергоблоков № 3 и № 4 Кольской АЭС (проект РУ В-213), в которых рассмотрено поведение
твэлов в аварии с исходным событием «Разрыв ГЦТ Ду 500 мм», с достижением максимальных температур оболочек твэлов около 830 °С, можно сделать предварительное заключение,
аналогичное сделанному ОАО "ВНИИНМ" для энергоблоков № 3 и № 4 Кольской АЭС –
разгерметизации исходно герметичных твэлов и превышения предельного значения (18 %)
эквивалентной степени окисления оболочки твэлов в данной аварии на блоке №4 не прогнозируется. Характер изменения параметров теплоносителя в реакторе и условия эксплуатации
самих твэлов в течении рассматриваемой аварии можно считать качественно совпадающими
с протеканием аналогичной аварии для РУ ВВЭР-440 проекта В-213, что позволяет также
подтвердить отсутствие пластической деформации оболочек твэл.
T

°C
800
600
400
200
t

0
600
1200
1800 с
Рис. 2 Разрыв холодной нитки ГЦТ полным сечением на входе в реактор. Максимальная
температура оболочек твэлов
0
Таким образом, показано, что предложенная в рамках Концепции продления срока эксплуатации энергоблока № 4 Нововоронежской АЭС конфигурация систем безопасности позволяет обеспечить охлаждение активной зоны в рассмотренном исходном событии. При этом
САОЗ блока № 4 должна состоять из пассивной и активной частей. Пассивная часть САОЗ
включает в себя систему ГЕ САОЗ, активная часть САОЗ включает в себя системы аварийной подпитки первого контура с насосами высокого и низкого давления.
Пассивная часть системы аварийного охлаждения зоны (два канала по две гидроёмкости
САОЗ в каждом) предназначена для подачи в реактор раствора борной кислоты при давле7
нии в первом контуре менее 3,0 МПа в количестве, достаточном для охлаждения активной
зоны реактора до подключения насосов аварийной подпитки первого контура низкого и высокого давления в проектных авариях с потерей теплоносителя первого контура. Трубопроводы от гидроёмкостей врезаются в неотключаемые участки ГЦТ двух холодных и горячих
ниток ГЦТ (рис. 3).
Рис. 3. Принципиальная схема подключения ГЕ САОЗ, насосов САОЗ низкого и высокого
давления
Система аварийной подпитки первого контура низкого давления предназначена для подачи раствора борной кислоты в первый контур во время аварии с потерей теплоносителя
первого контура, включая разрыв ГЦТ Ду 500, когда давление в первом контуре снижается
ниже рабочих параметров этой системы. Установлено, что наличие третьего канала активной
системы аварийной подпитки первого контура с насосом низкого давления является необходимым с точки зрения возможности охлаждения активной зоны при аварии с гильотинным
разрывом ГЦТ. Напорные трубопроводы каналов системы врезаются во вновь монтируемые
трубопроводы от гидроёмкостей и в неотключаемые участки ГЦТ одной петли.
Система аварийной подпитки первого контура высокого давления предназначена для подачи раствора борной кислоты в первый контур при авариях с потерей теплоносителя первого контура, превышающей компенсационную способность системы нормальной подпитки,
при давлении в первом контуре ниже рабочего давления этой системы (ниже 13,4 МПа). Система основывается на действующей в настоящее время системе аварийной подпитки первого контура блока № 4 и также используется эта система с блока № 3.
На рисунке 4 представлена принципиальная схема спринклерной системы и СВК после
модернизации 3 и 4 блоков в 2001-2002 г.г.
Спринклерная система подает воду из бака аварийного запаса борной кислоты Б-8 на
форсунки в бокс парогенераторов и по линии рециркуляции в Б-8 через теплообменники
8
ТОС, на которые подается техническая вода при достижении температуры в Б-8 65 ºС. Бак Б8 является фактически приямком ГО РУ, в который теплоноситель попадает через развитую
фильтрующую систему, обеспечивающую проходимость связи при срыве теплоизоляции с
поверхности оборудования, расположенного в герметичных помещениях.
Рис. 4. Спринклерная система со струйно-вихревым конденсатором.
Для расширения спектра проектных аварий вплоть до разрыва ГЦТ Ду 500 кроме модернизации САОЗ, описанной выше, необходимо обеспечить целостность существующего четвертого физического барьера (ГО РУ) и отвод тепла конечному поглотителю.
Концепцией повторного продления срока эксплуатации блока 4 НВАЭС решение данных
задач предлагается осуществить путем объединения ГО РУ 4 и 3 блоков (рис. 5,6). При этом
ограничение давления в герметичных помещениях РУ в начальной стадии аварии с разрывом
ГЦТ обеспечивается за счет увеличения объема ГО и работой двух СВК. На последующих
стадиях конденсация пара в герметичных помещениях и отвод тепла обеспечивается каналами спринклерных систем 4 и 3 блоков.
Анализ процессов в герметичных помещениях при проектной аварии с течью Ду500 из
первого контура для блока 4 НВАЭС, модернизированного в соответствии с Концепцией повторного продления срока эксплуатации блока 4 НВАЭС выполнен НИЦ «Курчатовский институт». При этом исходные данные по выходу массы и энергии в герметичные помещения
были рассчитаны и предоставлены ОАО ОКБ «Гидропресс». При этом для обеспечения максимального выхода массы учитывалось срабатывание всех ГЕ и всех насосов САОЗ.
2 /205-А
2 /101-А
2 /111-А
2 /201-А
2 /201-А
2 /200-А
2 /702-А
2 /200-А
А-502/2
2 /803-А
А-308/2
2 /602-А
А-206/2
А-101/2
А-111/2
А-207/2
А-002/2
2 /102-А
2 /102-А
А-002/2
А-201/2
2 /601-А
2 /501-А
А-201/2
А-106/2
А-105/2
2 /310-А
4 /400-А
А-102/2
А-102/2
А-013/2
3 /400-А
2 /110-А
2 /010-А
А-010/2
А-011/2
А-004/4
А-004/3
2 /200-Б
Б-002/2
КББ
ББК
2 /100-А
А-001/2
Рис. 5. Место возможного объединения ГО – помещения барботажных баков
9
Поперечный разрез
Герметичный канал
связи
Вид сверху
Рис. 6. Принципиальный чертеж способа объединения ГО 3 и 4 блоков
Разрыв главного циркуляционного трубопровода приводит к выбросу из первого контура
пароводяной смеси, что влечет за собой резкое повышение давления в герметичных помещениях. Сначала повышается давление в конфайнменте 4-го блока. Давление в конфайнменте
3-го блока возрастает с небольшим запозданием за счет перетока туда паро-воздушной смеси
из конфайнмента 4-го блока.
Максимальное значение абсолютного давления в герметичных помещениях модернизированного энергоблока 4 составляет 0,176 МПа в конфайнменте 4-го блока и 0,129 МПа в
конфайнменте 3-го блока (рис. 7,8), что ниже проектного предела – 0,2 МПа. Затем давление
в обоих конфайнментах снижается за счет работы струйно-вихревых конденсаторов.
Включение в работу насосов спринклерных систем на орошение боксов ПГ в конфайнментах 4-го и 3-го блоков приводит к тому, что давление в герметичных помещениях становится ниже атмосферного. При этом воздух начинает поступать в герметичные помещения
извне через неплотности герметичных помещений и струйно-вихревые конденсаторы.
Максимальное значение температуры в баках Б-8 не превышает 75 оС (максимально допустимая температура на всасе насосов АПН – насосы САОЗ высокого давления).
10
P, МПа
0.20
0.18
ГО4
ГО3
0.16
0.14
0.12
0.10
0.08
t, c
0
200
400
600
800
Рисунок 7 – Максимальное давление в герметичных объемах. Начальный этап аварии
P, МПа
0.20
0.18
ГО4
ГО3
0.16
0.14
0.12
0.10
0.08
t, c
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
Рисунок 8 – Максимальное давление в герметичных объемах
11
Т, С
80
ГО4
ГО3
70
60
50
40
t, c
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
Рисунок 9 – Температура раствора в баках аварийного запаса борной кислоты
4. Повышение безопасности энергоблока №4 НВАЭС за счет использования систем
безопасности 3 блока.
Существующая двухканальная структура систем безопасности 4 блока не обеспечивает
выполнение принципа единичного отказа, так как не обеспечивается внутриканальное 100%ное резервирование всех элементов каналов.
Использование систем безопасности 3 блока после его окончательного останова позволит обеспечить не менее чем 3-х канальную структуру активных систем безопасности.
Например:
№
канала
СБ
Количество ДГ
Количество
насосов
САОЗ ВД
Количество
насосов
САОЗ НД
Количество
насосов системы дополнительной аварийной питательной воды
ПГ
Количество
насосов
спринклерной системы
Количество
насосов
технической
воды
1
2
3
4
2
2
2
2
2
2
2
2
1
1
1
1
1
1
1
2
2
2
2
2
2
2
2
На рисунке 10 в качестве примера приведена технологическая схема системы дополнительной аварийной питательной воды парогенераторов 4 блока с учетом использования оборудования 3 блока.
12
Рис. 10 Технологическая схема системы дополнительной аварийной питательной воды
4 блока с учетом использования оборудования 3 блока
5. Оценка возможности продления срока службы основного незаменяемого оборудования.
5.1 Оценка возможности продления срока службы корпуса реактора по критериям сопротивления хрупкому разрушению и циклической прочности.
Оценки флюенса нейтронов на стенку корпуса реактора, выполненные в рамках работ по
договору №92067 от 02.12.2009 г. между ОКБ «ГИДРОПРЕСС» и Проектноконструкторским филиалом ОАО «Концерн Росэнергоатом» (филиалом «Энергоатомпроект») показали следующее:
– для сварного шва №4 корпуса реактора 4 блока НВАЭС после повторного отжига зависимость радиационнго охрупчивания определена до флюенса нейтронов f=1,61020
нейтр/см2 (с момента отжига). Это значение достигается за 55 лет работы реактора, то есть в
2027 г;
– для основного металла корпуса реактора зависимость радиационнго охрупчивания
определена до флюенса нейтронов f=31020 нейтр/см2 (значение флюенса до которого аттестована сталь 15Х2МФА). Это значение достигается через 50 лет работы реактора, то есть в
2022 г.
Чтобы продлить срок эксплуатации КР 4 блока НВАЭС сверх 50 лет необходимо провести отжиг основного металла и металла сварного шва № 4.
Результаты анализа (отчет 179-Р-114) показали, что циклическая прочность корпуса реактора и деталей главного разъема реактора для срока эксплуатации до 60 лет обеспечивается.
13
5.2. Оценки возможности продления срока эксплуатации парогенераторов.
На основании анализа технического состояния парогенераторов блока №4 было сделано
заключение, что состояние узлов и элементов позволяет продолжать эксплуатацию парогенераторов по условиям циклической прочности. Количество заглушенных труб не превышает 3% при допустимом количестве 15%.
Необходимо для обоснования возможности дальнейшей эксплуатации провести комплекс работ, включающий выполнение ряда мероприятий:
– проведение химической промывки механической отмывки от шлама теплообменных
труб и карманов коллекторов;
– проведение дополнительных расчетно-аналитических работ по определению возможного количества заглушенных труб в различных ПГ энергоблока, связанных с изменением
расхода через реактор;
– выполнение работ по анализу оптимизации критериев глушения дефектных теплообменных труб, в частности переход на амплитудный критерий;
– проведение 100% ВТК всех парогенераторов энергоблока, с использованием вращающихся или иного типа (отличных от проходных) зондов для контроля дефектов типа NA;
– подтверждение физико-механических свойств металла элементов и узлов ПГ на продлеваемый срок службы;
– переход на этаноламиновый ВХР.
6. Обоснование сейсмостойкости оборудования и трубопроводов РУ.
При продлении срока службы РУ для блоков №3,4 НВАЭС расчеты по проверке сейсмостойкости оборудования и трубопроводов не проводились, т.к. интенсивность МРЗ для площадки НВАЭС оценивалась на тот момент равной 4,5 балла по шкале MSK-64 /4/, а в соответствии с нормами расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок ПНАЭ Г-7-002-86 для подобного уровня сейсмических воздействий проверку сейсмостойкости допускается не проводить. Опыт продления срока службы РУ блока
№5 НВАЭС свидетельствует, что на современном этапе Ростехнадзор требует обоснования
сейсмостойкости независимо от балльности площадки. Поэтому при дальнейшем продлении
срока службы РУ блока № 4 НВАЭС подобные расчеты потребуются.
В настоящий время в соответствии с «Актуализированными мероприятиями для снижения последствий запроектных аварий на АЭС» № АЭСМП-71К(04-07)2012 ведутся работы
по дополнительному исследованию и анализ материалов сейсмического микрорайонирования АЭС, а так же расчет поэтажных спектров отклика для сейсмологических условий площадки, по результатам которых будет выполнен анализ сейсмостойкости оборудования.
При продлении срока службы РУ для блоков №1,2 КоАЭС на схожий уровень сейсмических воздействий (МРЗ 5 баллов) потребовалось устанавливать вторую опору на КД, поскольку были получены отрицательные результаты для опорных стоек компенсатора. Вполне
вероятно подобная конструкция потребуется и для НВАЭС, возможность установки данной
опоры должен подтвердить Генпроектант.
Список литературы
1. Концепция повторного продления срока эксплуатации энергоблока 4 Нововоронежской АЭС (ПСЭ 4 блока сверх 45 лет, с учётом объединения конфайментов 3,4 блоков
и использованием систем безопасности остановленного 3 блока), НВОАЭС 4КНЦ – 265К
(04-08) 2012
14
2. Установка реакторная В-179. Теплогидравлический расчетный анализ безопасности
активной зоны при мгновенном разрыве ГЦТ Ду 500 с двусторонним истечением теплоносителя из реактора. 179-Пр-128. ОКБ «Гидропресс».
3. Отчет о научно-исследовательской работе «Расчетный анализ процессов в герметичных помещениях модернизированного блока 4 НВАЭС при проектной аварии с течью Ду500
из первого контура для сценария работы систем безопасности, приводящего к наибольшему
росту давления в герметичных помещениях» по теме: «Анализ процессов в герметичных помещениях при проектной аварии с течью Ду500 из первого контура для блока 4 НВАЭС, модернизированного в соответствии с Концепцией повторного продления срока эксплуатации
блока 4» НИЦ "Курчатовский институт", Москва 2013
4. Заключение Сейсмологического Центра Института геоэкологии РАН по рассмотрению
и экспертной оценке отчетных материалов об уточнении сейсмической опасности площадки
действующей Нововоронежской АЭС-1 (блоки 3,4), согласованное с ФГУ ВНИИ ГО ЧС,
2004 (вх.ОКБ «Гидропресс» 16359 от 29.12.2004.
15