Методика измерения расходов теплоносителя в петлях ГЦК и

ИССЛЕДОВАНИЕ РЕЖИМА ОТКЛЮЧЕНИЯ ОДНОГО ИЗ ЧЕТЫРЕХ
РАБОТАЮЩИХ ГЦН СО СРАБАТЫВАНИЕМ УРБ ПРИ ОСВОЕНИИ
ПОВЫШЕННОГО УРОВНЯ МОЩНОСТИ БЛОКА №1 РОСТОВСКОЙ АЭС
В.А. Терешонок, В.А. Питилимов, В.С. Степанов
ВНИИАЭС, Москва, Россия
А.А. Сальников, А.Г. Жуков, О.В. Лебедев
Волгодонская АЭС, Волгодонск, Россия
При переводе энергоблока №1 Ростовской АЭС на повышенный уровень мощности
(104% номинальной или 104% Nном) для режима отключения одного из четырех работающих главных циркуляционных насосов (ГЦН) при мощности реактора выше
75% Nном была реализована ускоренная разгрузка блока (УРБ). Ранее такая разгрузка
блока осуществлялась при одновременном отключении двух из четырех работающих
ГЦН. Конечным после разгрузки уровнем мощности при трех работающих было установлено значение 50% Nном. Изменение способа разгрузки реактора при отключении
ГЦН явилось основанием для проведения исследования поведения реакторной установки (РУ) в переходном динамическом режиме, обусловленном отключением одного из
четырех работающих ГЦН на повышенном (примерно 104% Nном) уровне мощности.
Целями этих исследований являлись подтверждение динамической устойчивости энергоблока после выполненной модернизации средств контроля, управления, регулирования и их алгоритмов работы, комплексная проверка работы основного и вспомогательного оборудования РУ и машзала, подтверждение соответствия фактических параметров и характеристик оборудования и систем проектным требованиям в переходном динамическом режиме, получение экспериментальных данных для корректировки и
настройки основных регуляторов для обеспечения безопасности и устойчивости эксплуатации блока. Исследования выполнялись при выгорании восьмой топливной загрузки активной зоны реактора 25.6 эффективных суток. В ходе исследований (отключался ГЦН №2) были зарегистрированы изменения во времени большого количества
параметров реакторной установки и турбоагрегата. Регистрация параметров осуществлялась системой внутриреакторного контроля (СВРК) с периодом 1 с, информационновычислительной системой (ИВС) с периодом 4 с и дополнительным измерительным
комплексом – системой регистрации параметров (СРП) реакторной установки с периодом 0,1 с. Ряд зависимостей от времени наиболее важных, на наш взгляд, параметров
представлен на рисунках 1 – 10.
После отключения ГЦН № 2 события развивались в следующей последовательности:
1) по реакторному отделению через:
- 1 с сработала предупредительная защита 1-го рода (ПЗ-1), сработали 1, 2 и 3 каналы устройства разгрузки и ограничения мощности (РОМ) реактора;
- 2 с сработала УРБ (в активную зону начала падать группа № 4 органов регулирования (ОР) системы управления и защиты (СУЗ) реактора);
- 3 с сработала предупредительная защита 2-го рода (ПЗ-2) (по падению на нижних
жестких упоров (НЖУ) органов регулирования 4 группы ОР СУЗ);
- 6 с был зафиксирован сигнал Р1к < 155 кгс/см2 (15.20 МПа), начала закрываться до
концевиков задвижка YP13S03 (здесь Р1к – давление в первом контуре);
- 8 с начала закрываться до концевиков задвижка YP12S01;
- 10 с начала закрываться (до концевиков) задвижка YP11S01;
- 12 с появилась команда на открытие TK31(32)S01, полностью закрылась задвижка
впрыска воды в КД YP13S03;
- 16 с включен вспомогательный насос ГЦН № 2;
1
- 22 с полностью закрылась задвижка впрыска воды в компенсаторе давления (КД)
YP11S01;
- 23 с полностью закрылась задвижка впрыска воды в КД YP12S01;
- 24 с сработала блокировка YBF01: Т > 150, L ПГ < НОРМ-10;
- 66 с отключилась ПЗ-1, закончили работать 1, 2 и 3 каналы РОМ;
- 115 с сработала ПЗ-1, сработали 1, 2 и 3 каналы РОМ (по превышению разности
температуры теплоносителя в петле с работающим ГЦН заданного (для оставшихся в
работе 3-х ГЦН) значения), в результате чего регулирующая группа погрузилась вниз
дополнительно на 2 см;
- 281 с сработали 1, 2 и 3 каналы РОМ (по превышению разности температуры теплоносителя в петле с работающим ГЦН заданного (для оставшихся в работе трех ГЦН)
значения);
- 282 с сработала ПЗ-1, а еще через 2 с – отключилась;
2) по турбинному отделению через:
- 7 с стала закрываться задвижка RL72S01 и через 56 с (в 9 ч 36 мин 33.370 с) полностью закрылась;
- 20 с – закрыт регулирующий клапан RB60S01 в сепаротосборнике;
- 22 с включились оба вспомогательных питательных электронасоса (ВПЭН) по
снижению уровня котловой воды в ПГ на 100 мм относительного номинального;
- 23 с – отключен насос слива сепарата № 2 (RB62D01);
- 25 с начала открываться задвижка RL62S05 на байпасе подогревателя высокого
давления (ПВД);
- 28 с стала открываться задвижка RN90S03 на линии конденсатосборника 1 ступени в деаэратор и на 49-ой с открылась;
- 51 с начала открываться задвижка RN21S05 – дренажа ПВД-6/1 в расширительный бак;
- 55 с закрылся основной регулирующий клапан уровня котловой воды в парогенераторе (ПГ) № 2 RL72S02;
- 56 с начала закрываться задвижка RB62S03 на напоре RB62D01;
- 57 с начала закрываться задвижка RB61S03 на напоре RB61D01;
- 66 с отключился регулятор пусковой RN21C09 ПВД-6/1;
- 68 с начала открываться задвижка RN62S05 дренажа ПВД-6/2 в расширительный
бак;
- 76 с открылась задвижка на байпасе ПВД 2 группы (задвижка RL62S05);
- 86 с закрылась задвижка RB61S03 на напоре RB61D01;
- 87 с закрылась задвижка на напоре RB62D01;
- 95 с открылась задвижка RN21S05 дренажа ПВД-6/1 в расширительный бак;
- 99 с начала закрываться задвижка RN21S04 дренажа из ПВД-6/1 в деаэратор;
- 107 с открылась задвижка RN22S05 дренажа ПВД-6/2 в расширительный бак;
- 110 с начала закрываться задвижка RN22S04 дренажа из ПВД-6/2 в деаэратор;
- 110 с закрыт регулирующий клапан RN60S01 уровня в подогревателе низкого
давления ПНД-3;
- 111 с начал открываться вентиль SH12S11 на дренаже 2 отбора ПВД-6/1;
- 117 с начал открываться вентиль SH11S11 на дренаже 1 отбора в ПВД-7/1;
- 117 с закрыт регулирующий клапан RN22S09 уровня в ПВД-6/2 в РБ;
- 123 с начал открываться вентиль SH12S12 дренажа 2 отбора в ПВД-6/2;
- 127 с начал открываться вентиль SH11S12 дренажа 1 отбора в ПВД-7/2;
- 128 с начал открываться регулирующий клапан RN50S01 в ПНД-3;
- 138 с – открыт вентиль SH11S11 на дренаже 1 отбора в ПВД-7/1;
- 147 с – открыт вентиль SH11S12 дренажа 1 отбора в ПВД-7/2;
- 150 с задвижка RN21S04 дренажа из ПВД-6/1 в деаэратор закрылась;
- 157 с задвижка RN22S04 дренажа из ПВД-6/2 в деаэратор закрылась;
2
- 164 с вентили SH12S11,12 на дренаже 2 отбора ПВД-6/1 и ПВД-6/2 открылись;
- 269 с сработали 1 и 2 каналы по превышению 1 предела уровня в ПВД-6/2, а на
270-ой с ПВД-6/2 – отключился;
- 279 с вентили SH11,12S11 дренажа 1 и 2 отбора соответственно в ПВД-7/1 и
ПВД-6/1 стали закрываться.
По сигналу отключения ГЦН № 2 (одного из четырех работающих) сработала
ускоренная разгрузка блока, в результате чего в активную зону стала падать 4 группа
ОР СУЗ. Время ее падения от верхних концевых выключателей (ВКВ) до НЖУ составило (1.5 ± 0.1) с. При достижении 4 группой ОР СУЗ НЖУ сработала защита «ПЗ-2»
(«Падение ОР СУЗ»).
Спустя 1 с после отключения ГЦН сработал РОМ. По сигналу устройства РОМ
«Отключение ГЦН» прошел сигнал ПЗ-1. По цепям ПЗ-1 РОМ начал разгрузку реактора погружением в активную зону 10 группы ОР СУЗ (от исходного положения
Н10 = 88 %, здесь и ниже от нижних концевых выключателей). По фактору срабатывания ПЗ-1 автоматический регулятор мощности (АРМ) реактора переключился из режима поддержания давления пара во втором контуре (в режиме «Т») в режим поддержания мощности реактора (в режиме «Н») по данным аппаратуры контроля нейтронного
потока (АКНП) и отключился от воздействия на систему группового и индивидуального управления (СГИУ) ОР. Электрогидравлическая система регулирования (ЭГСР) турбины при этом перешла в режим поддержания постоянного давления «РД-1».
Как отмечалось выше, УРБ сработала на 2-ой секунде после отключения ГЦН № 2.
Согласно рис. 1 после
падения группы УРБ (группы
№ 4 ОР СУЗ) и «отработки»
обратных связей по мощности мощность реактора на
11-ой секунде процесса по
данным АКНП составила (63
– 64) % Nном, Nном - номинальная мощность реактора
(3000 МВт). При выбеге
нейтронного потока после
падения группы УРБ (с 5-ой
по 10-ую секунду на рис. 1)
при «отработке» обратных
1 – Nик4; 2 – Nик25; 3 – Н10; 4 – Н4
связей по температуре топРис. 1. Изменение мощности реактора по данным ИК АКНП и
лива и температуре теплоноположения 10 и 4 групп ОР СУЗ по данным СРП РУ
сителя период разгона реактора не снижался менее 20 с. В последующем мощность реактора снижалась работой
устройства РОМ - погружением 10 группы ОР СУЗ. На 65-ой секунде процесса при
Nакнп = 49.9 % Nном (см. рис. 1) РОМ закончил разгрузку реактора. Положение 10 группы ОР СУЗ при этом составило 60 %. По завершению работы устройства РОМ к воздействию на СГИУ ОР подключился АРМ в режиме «Н». Отметим что в рис.1 приняты
следующие обозначения:
Nик4 и Nик25 – мощность реактора соответственно по данным ионизационных камер
(ИК) №4 и №25;
Н4 и Н10 – положение в активной зоне соответственно 4-ой и 10-ой групп ОР СУЗ.
Давление в первом контуре (Р1к) согласно рис.2 из-за падения группы УРБ и соответствующего снижения мощности реактора от исходного значения (158.9 кгс/см2 или
15.58 МПа) к 6-ой секунде процесса резко снизилась до 153.5 кгс/см2 (15.54 МПа), к 11ой секунде возросло до 154.6 кгс/см2 (15.16 МПа). Затем к 82-ой секунде процесса Р1к
снизилось до минимальной величины, равной примерно 149.9 кгс/см2 (14.70 МПа), по3
1 – Lкд; 2 – Р1к
Рис. 2. Изменение уровня в КД и давления над активной зоной
по данным СРП РУ
ваться и на 300-ой секунде процесса составил 706 см.
Особенностью данного динамического режима явилось
достаточно большое снижение в
переходном процессе давления в
первом контуре (на величину
минус 9 кгс/см2 или 0.88 МПа) и
уровня теплоносителя в компенсаторе давления (на величину
минус 188 см) относительно исходных значений. Связано это с
достаточно большим снижением
температуры теплоносителя в
первом контуре (рис. 3 – 5).
Клапан основного регулятора питания парогенератора (ПГ)
№ 2 (RL72S02) начал достаточно
сле чего за счет работы электронагревателей в КД стало
возрастать и на 300-ой секунде
процесса
составило
156.4 кгс/см2 (15.34 МПа)
Уровень теплоносителя в
КД (Lкд) в соответствии с рис.
2 по данным уровнемера
YP10L03 от исходного значения, равного 875 см, к
101-ой секунде процесса снизился до 687 см, затем при
стабилизации параметров РУ
в том числе и за счет увеличения подпитки первого контура стал плавно увеличи-
1 – Тх1; 2 – Тх2; 3 – Тх3; 4 – Тх4
Рис. 3. Изменение во времени средней температуры
теплоносителя в "холодных" нитках петель первого контура
по данным СВРК
1 – Тг1; 2 – Тг2; 3 – Тг3; 4 – Тг4
Рис. 4. Изменение во времени средней температуры
теплоносителя в "горячих" нитках петель первого контура по
данным СВРК
4
быстро закрываться (см.
рис. 6) с 29-ой секунды процесса, а на 57-ой секунде закрылся полностью. Клапан
пускоостановочного регулятора питания ПГ № 2
(RL72S04) от исходного
значения 45.5 % с 57-ой по
149-ю секунду процесса
прикрылся до положения
16.3 %, затем со 186-ой секунды начал открываться,
поддерживая уровень котловой воды в ПГ № 2. На 300ой секунде процесса степень
его открытия составила
65.6%. Изменяли свое положение и основные регулято-
ры RL71,73,74S02, при этом
наиболее значительно RL73S02
(прикрылся примерно до 40 %
из-за снижения мощности, отводимой ПГ № 3).
Уровни котловой воды по
данным двухкамерных уровнемеров YB10,20,30,40L19 (рис. 7)
в исходном состоянии имели
значения соответственно 240.7,
240.2, 240.1 и 241.8 см, на 9-ой
секунде процесса составили соответственно 240.9, 239.9, 240.4
и 242.4 см, затем начали резко
снижаться – до величин соответственно 232.6 см (на 25-ой секунде), 225.4 см (на 25-ой секунде), 230.6 см (на 25-ой секунде) и
Тк в кассетах: 13-36; 09-32; 10-31; 10-35;11-32;11-36; 12-35;
13-38; 09-34; 09-38; 10-37; 10-39; 11-38; 11-40; 09-40; 09-42
Рис. 5. Изменение температуры теплоносителя на выходе из
кассет в секторе № 3 по данным СВРК
1 – RL71S02; 2 – RL72S02; 3 – RL73S02; 4 – RL74S02;
5 – RL71S04; 6 – RL72S04; 7 – RL73S04; 8 – RL74S04
Рис. 6. Изменение степени открытия основных и пусковых
клапанов питательной воды ПГ №1–4 по данным ИВС
очередного снижения снова
повысились – соответственно
до 240.0 см (на 121-ой секунде), 240.5 см (на 141-ой секунде) и до 241.3 см (на 153-ой
секунде), после чего изменялись незначительно и на
300-ой секунде составили соответственно 241.2, 239.0 и
242.7 см.
Давление пара в ПГ (Рпгi,
i – номер ПГ) № 2 согласно
рис. 8 от исходного значения
63.7 кгс/см2 (6.25 МПа) с первой по 14-ю секунду процесса
резко снизилось до 61.5 кгс/см2
233.1 см (на 29-ой секунде),
потом стали возрастать соответственно до 242.1 см
(на 53-ой секунде), 249.4 см
(на 57-ой секунде), 235.6 см
(на 42-ой секунде) и до
242.9 см (на 53-ой секунде),
затем
1-ой,
3-ой
и
4-ой уровни снизились соответственно до 230.1 см
(на 80-ой секунде), 228.3 см
(на 69-ой секунде) и до
229.3 см (на 87-ой секунде).
При этом уровень в ПГ № 2
продолжал постоянно снижаться и на 300-ой секунде
процесса составил 236.7 см.
Уровни в ПГ № 1,3,4 после
1 – YB10L19; 2 – YB20L19; 3 – YB30L19; 4 – YB40L19
Рис. 7. Изменение уровней питательной воды в парогенераторах
по данным ИВС
5
(6.03 МПа) (до значения давления пара в главном паровом
коллекторе (Ргпк) в данный
момент времени), до 39-ой
секунды изменялось незначительно, а с 39-ой по
62-ю секунду резко снизилось
до 59 кгс/см2 (5.79 МПа), после чего изменялось аналогично зависимости Ргпк(τ), однако по величине примерно
на 0.1 кгс/см2 (0.01 МПа) было ниже Ргпк. Давление пара в
1 – Рпг1; 2 – Рпг2; 3 – Рпг3; 4 – Рпг4; 5 – Ргпк
ПГ № 1,3,4 от исходных знаРис. 8. Изменение давления пара в парогенераторах и в ГПК по
чений соответственно 63.4,
данным СВРК
63.3 и 63.1 кгс/см2 (6.22, 6.21
и 6.19 МПа) начли снижаться соответственно с 5-ой, 3-ой и 6-ой секунды процесса, на
11-ой секунде (в области локального минимума) составило соответственно 62.8, 62.7 и
62.8 кгс/см2 (6.16, 6.15 и 6.16 МПа), затем к 20-ой секунде возросло до 63.1 кгс/см2 (6.19
МПа), потом незначительно снизилось – Рпг1 и Рпг3 к 35-ой секунде до 63.03 кгс/см2
(6.18 МПа), а Рпг4 к 33-ой секунде до 63.0 кгс/см2 (6.18 МПа). Впоследствии Рпг1, Рпг3 и
Рпг4 начали резко снижаться (вследствие разгрузки реактора) до значений соответственно 60.2 кгс/см2 (5.90 МПа) (на 84-ой секунде), 59.9 кгс/см2 (5.87 МПа) (на 78-ой
секунде) и 60.4 кгс/см2 (5.92 МПа) (на 81-ой секунде), затем из-за роста Ргпк увеличились соответственно до 61.3, 60.9 и 61.3 кгс/см2 (6.01, 5.97 и 6.01 МПа) к 155-ой секунде, после чего изменялись незначительно и на 300-ой секунде было равно соответственно 61.04, 60.70 и 61.04 кгс/см2 (5.99, 5.95 и 5.99 МПа). Более низкая величина давления пара в ПГ № 3 объясняется более низкой мощностью петли № 3 первого контура
из-за подмешивания в ее «горячую» нитку захоложенного теплоносителя из «горячей»
нитки петли № 2 (см. рис. 4).
На рис. 3, 4 показаны усредненные по данным двух термопар и термометра сопротивлений (трех термодатчиков в каждой из ниток петель ГЦК) зависимости от времени
температуры теплоносителя в «холодных» (Тхi, i – номер петли) и в «горячих» (Тгi) нитках петель первого контура.
Согласно рис. 3 захолаживание теплоносителя в «холодной» нитке петли № 2 до
(30 – 32)-ой секунды процесса
было обусловлено не только
снижением мощности реактора, а в основном захолаживанием в ПГ № 2 из-за уменьшения через него расхода теплоносителя. С (30 – 32)-ой по
(47 – 49)-ю секунду процесса
рост температуры теплоносителя в этой нитке был обусловлен развитием «обратного» тока теплоносителя вследствие
отключения ГЦН № 2. После
(47 – 49)-ой секунды процесса
1 – Ргцн1; 2 – Ргцн2; 3 – Ргцн3; 4 – Ргцн4; 5 – Рр
температура теплоносителя в
Рис. 9. Изменение перепада давления на ГЦН и на реакторе
данной нитке изменялась в оспо данным СРП РУ
новном аналогично температу6
ре теплоносителя в «холодной» нитке петли № 3, близлежащей к «холодной» нитке
петли № 2.
Резкое снижение температуры теплоносителя в «горячей» нитке петли № 2 (рис. 4)
началось примерно на 30-ой секунде процесса – из-за развития обратного тока теплоносителя. По данным термопар минимум температуры (273.1 0С) был достигнут на 56-ой
секунде процесса. К 65-ой секунде, когда выбег ГЦН № 2 полностью прекратился, температура и расход теплоносителя в петле № 2 ГЦК стабилизировались.
После отключения ГЦН № 2 согласно рис. 9 снизились перепады давления как на
ГЦН № 1-4 (Ргцнi, i – номер ГЦН), так и на реакторе (Рр). При этом ΔРгцн2 снизился от
исходного значения 5.72 кгс/см2 (0.561 МПа) до значения 1.36 кгс/см2 (0.143 МПа). На
(21 – 22)-ой секунде процесса ΔРгцн2 сравнялся с ΔРр и составлял 2.51 кгс/см2
(0.246 МПа).
Останов и последующая смена знака направления потока в петле № 2 произошли
до 30-ой секунды процесса (см. рис. 3, 5 и 9) – примерно на 25-ой секунде, При этом
выбег ГЦН составляет 60 (60 ± 5) с – отключение одного ГЦН из четырех работающих.
После смены направления
потока теплоносителя в петле
№ 2 захоложенный теплоноситель из ее «горячей» нитки
стал подмешиваться в основном в «горячую» нитку петли
№ 3 (см. рис. 4) со стороны
установки в ней термометра
сопротивлений.
Из-за повышения уровней
конденсата в подогревателях
высокого давления ПВД6/1,2
(А,Б) обе группы ПВД отключились по пару. Последнее
привело (см. рис. 10) к сниже1 – Тпв1; 2 – Тпв2; 3 – Тпв3; 4 – Тпв4
нию температуры питательной
Рис. 10. Изменение температуры питательной воды,
поступающей в ПГ № 1–4, по данным СВРК
воды парогенераторов (Тпвi,
i – номер ПГ).
Итак, в исследуемом переходном динамическом режиме:
- подтверждена безопасная, надежная и устойчивая работа оборудования и систем
блока;
- работа оборудования, систем регулирования и защит соответствовала проекту;
- параметры первого и второго контуров не достигали уставок аварийных защит;
- предупредительные защиты, технологические блокировки и сигнализация работали в соответствии с проектом;
- подтверждена надежность средств контроля состояния блока, регистрации и
отображения параметров;
- впервые получен большой объем экспериментальных данных об изменении параметров первого и второго контуров (с достаточно большой частотой регистрации), о
работе основных регуляторов блока, технологических защит и блокировок.
Результаты настоящего динамического испытания поведения РУ в режиме отключения одного из четырех работающих ГЦН на повышенном уровне мощности рекомендуются для использования в верификации расчетных кодов, применяющихся в обосновании безопасности эксплуатации атомных станций.
7