автореферат диссертации по энергетике, 05.14.03, диссертация на тему:Оптимизация условий эксплуатации оборудования и сооружений реакторных установок

На правах рукописи

РЯСНЫЙ СЕРГЕИ ИВАНОВИЧ

ОПТИМИЗАЦИЯ УСЛОВИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ И СООРУЖЕНИЙ РЕАКТОРНЫХ УСТАНОВОК

Специальность 05.14.03. Ядерные энергетические установки, включая проектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатации

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва 2006

Работа выполнена в ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский и лроектно-конструкторский институт атомного энергетического машиностроения» (ФГУП ВНИИАМ) и в ФГУДП «Атомтехэнерго».

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор ГЕТМАН А. Ф. доктор технических наук, профессор ГРАЧЕВ А. Ф. доктор технических наук, профессор ТУТНОВ А. А. Ведущая организация: Опытное конструкторское бюро «Гидропресс»

Защита диссертации состоится . ¡¿у 2006 г. в 10 час. 30 мин. на заседании диссертационного совета Д217.040.01 в ФГУП Всеросссийский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт атомного энергетического машиностроения (ФГУП ВНИИАМ) по адресу: 124171, Москва, ул. Космонавта Волкова, 6а,

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке ФГУП ВНИИАМ.

Автореферат разослан ОЬ . ^/*. 2006 г.

Просим принять участие в работе совета или прислать отзыв на реферат в одном экземпляре, заверенный печатью организации.

Ученый секретарь диссертационного совета к. т.н.

Е. К. Безруков

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы: Частные задачи, относящиеся к проблеме оптимизации условий эксплуатации оборудования и сооружений АЭС, решались и решаются различными авторами в течение многих лет. Однако комплексный подход к данной многоплановой научно-технической проблеме в целом не применялся, что приводило к упущениям в разработке ряда важных задач, относящихся к данной проблеме.

В зарубежной практике разработки и проектирования реакторных установок значительные преимущества отданы расчетным методам, когда расчет выполняется по данным гидродинамического и теплогидравлического анализа работы РУ. Прямые натурные исследования, проведенные на оборудовании РУ при пусконаладочных работах и эксплуатации, особенно при переходных и динамических режимах, показали, что расчётные методы могут давать значительные погрешности в определении величин амплитуд локальных напряжений и коэффициентов асимметрии. Это вызвано сложностью назначения граничных условий, высокой трехмерностью и сложным характером распределения напряжений, особенно в зонах конструктивных неоднородностей, и неоднородностью механических свойств в местах сварки и наплавки. При этом погрешности в определении величин напряжений в единицы и десятки процентов приводят к погрешностям оценки ресурса в десятки и сотни раз.

В отличие от зарубежных исследований, при создании отечественных РУ исключительно большое внимание уделяется комплексным экспериментально-аналитическим исследованиям, преимущественно на уменьшенных или фрагментарных моделях.

Ввиду сложного конструктивного исполнения многих узлов РУ и многообразия их напряженного состояния в различных режимах эксплуатации задачи обеспечения прочности и надежности оборудования требуют применения комплексных экспериментальных исследований процессов также и в натурных условиях на АЭС. Только эти исследования позволяют проверить, уточнить или подтвердить результаты, полученные расчетным путем и на уменьшенных моделях, определить особенности, связанные с реальной конструкцией и реальными условиями

3

эксплуатации, выявить несоответствия эксплуатации РУ проектным условиям, влияющие на прочность оборудования, а также провести анализ возможных недостатков принятой технологии эксплуатации и разработать практические рекомендации по их устранению.

Хорошо известны разработки ОКБ "Гидропресс" и Института машиноведения РАН по натурным исследованиям процессов на реакторных установках. Такие разработки по внутриреакторным экспериментальным исследованиям были и остаются уникальными в мировой практике. Однако из-за сложности и трудностей организации и выполнения комплексных экспериментальных исследований процессов в натурных условиях на АЭС известные результаты исследований не охватывают многие важные в практическом отношении задачи, либо носят приближенный характер.

При вводе в эксплуатацию отечественных энергоблоков, в отличие от зарубежных, выполняется значительный объем комплексных испытаний оборудования, однако возможности этих испытаний, как правило, в значительной мере не используются. Испытания в большинстве случаев сводятся к рутинной проверке соответствия работы оборудования проектным условиям эксплуатации, что необходимо для обеспечения готовности энергоблока к промышленной эксплуатации.

Автором показано, что натурные испытания оборудования обладают значительным потенциалом для экспериментального исследования технологических процессов с целью установления связей особенностей технологии эксплуатации оборудования и его ресурса и последующей оптимизации условий эксплуатации и ресурса этого оборудования.

Существующие системы локализации аварий с потерей теплоносителя полного давления (защитные оболочки) обладают существенной капитале- и материалоемкостью вследствие значительного избыточного давления пара, развивающегося в них при аварии. Существующие пассивные системы понижения давления для этих систем также обладают недостатками, связанными с необходимостью поддержания их рабочего агрегатного состояния (ледяные конденсаторы), либо с необходимостью преодоления значительного гидравлического

сопротивления, а также возможностью возникновения ударных нагрузок в начальный момент аварии (барботажные системы). Для преодоления этих недостатков систем понижения давления автором разработаны методы повышения эффективности систем понижения давления на основе применения в качестве теплопоглотителей эндотермически растворимых веществ и эндотермически плавящихся веществ, не требующих охлаждения при нормальной эксплуатации. Данные разработки не теряют своей актуальности в связи с необходимостью совершенствования проектов и повышения конкурентоспособности современных АЭС. Цепями работы являются:

1. Разработка комплексного подхода к решению задач оптимизации условий эксплуатации и ресурса оборудования и сооружений АЭС (реакторных установок, как наиболее специфической части конструкций АЭС).

2. На основе комплексного подхода обоснование и обеспечение ресурсоспособности элементов конструкций реакторных установок путем исследования и реализации ранее не использованных возможностей натурных экспериментальных исследований при вводе АЭС в эксплуатацию

3. Разработка обладающих существенными преимуществами методов оптимизации условий эксплуатации систем локализации аварий с потерей теплоносителя путем понижения давления пара в этих системах.

Научная новизна:

1. На основе комплексного подхода сформулирована и разработана

О

актуальная научно-техническая проблема оптимизации условий эксплуатации в г качестве важнейшей части общей проблемы обеспечения ресурсоспособности, надежности и безопасности конструкций во время эксплуатации АС.

2. Процесс ввода в эксплуатацию энергоблока АЭС впервые рассмотрен как специфический процесс оптимизации условий эксплуатации и управления ресурсными характеристиками оборудования и сооружений.

3. Разработан и обоснован метод оптимизации условий эксплуатации и ресурса оборудования при комплексных экспериментальных исследованиях технологических процессов в натурных условиях на АЭС при вводе энергоблока в

эксплуатацию путем установления связей особенностей технологии эксплуатации оборудования и его ресурса.

4. С использованием разработанного автором метода выполнено натурное экспериментальное обоснование и оптимизация условий эксплуатации ряда наиболее напряженных узлов реакторных установок. Впервые в обобщенном виде продемонстрированы возможности процесса ввода в эксплуатацию для решения задач оптимизации ресурса и повышения безопасности оборудования и сооружений АЭС.

5. Разработаны новые методы оптимизации условий эксплуатации систем локализации аварий с потерей теплоносителя путем понижения давления пара в этих системах.

Достоверность и обоснованность исследований обусловливается использованием известных и апробированных теорий, решений и методик, примененных для измерений, обработки результатов и их анализа, воспроизводимостью данных, полученных автором. Характер процессов в контролируемых узлах уточнен на основании большого количества экспериментальных данных, полученных в различных режимах и состояниях. Практическая ценность состоит в следующем:

- методом комплексных экспериментальных исследований технологических процессов в натурных условиях на АЭС установлены связи особенностей технологии эксплуатации оборудования и его ресурса, что позволило получить практическое обоснование оптимальных условий эксплуатации ряда наиболее напряженных узлов реакторных установок и, таким образом, оптимизировать их ресурс;

разработан и реализован обобщенный алгоритм оптимизации эксплуатационных условий оборудования и сооружений при испытаниях;

- разработан и реализован обобщенный алгоритм управления ресурсными характеристиками оборудования и сооружений АЭС после длительного простоя и хранения;

- разработаны, обоснованы и реализованы технические решения по вопросам выполнения компенсирующих мероприятий в случаях морального старения оборудования;

- экспериментально обоснованы и рекомендованы оптимальные для термонапряженного состояния узлов питательной воды условия эксплуатации системы питательной воды в переходных режимах;

- обоснована возможность длительной работы РУ в ремонтном и пусковом режиме на мощности 1-5% номинальной при переменном отборе пара на собственные нужды;

- обоснованы новые уточненные требования к условиям эксплуатации патрубков подпитки 1 контура реакторной установки В-320 в стационарных, переходных и динамических режимах. Определены условия, при которых температурный перепад на патрубках подпитки в некоторых динамических режимах может превышать установленные проектные ограничения, даны рекомендации по введению соответствующих проектных допущений;

- во вновь разработанной и экспериментально обоснованной методике оценки тепловой эффективности РТО исключена возможность противоречий в оценке результатов проверки эффективности, имеющаяся при проведении испытаний по типовым методикам. Разработанная методика позволяет проводить как экспресс-испытания в период ввода в эксплуатацию, так и периодический контроль тепловой эффективности теплообменников в процессе эксплуатации;

- установлена необходимость раздельного контроля и учета термоциклов каждого из узлов подпитки и продувки 1-го контура;

- на основе результатов натурного экспериментального обоснования для исключения выявленных значительных отклонений от проектных условий эксплуатации разработаны рекомендации по оптимизации условий эксплуатации узлов подпитки и продувки 1-го контура реакторной установки В-428;

- натурными экспериментами проверены и сравнены условия эксплуатации отличающихся по компоновке систем РУ В-428 и РУ В-320: соединительного трубопровода КД и трубопроводов пассивной части САОЗ, установлены преимущества компоновки в РУ В-428;

- выявлены и оценены факторы, нарушающие проектное температурное состояние наиболее термонагруженных узлов РУ, даны и реализованы

рекомендации по минимизации отрицательного влияния этих факторов на ресурс узлов;

- экспериментально обоснованы изменения проектных критериев успешности испытаний, учитывающие реальные процессы, неизбежные при проведении режимов. Изменения обоснованы расчетами прочности, выполненными разработчиком проекта РУ;

- выполненный анализ результатов температурного контроля патрубка впрыска в КД позволил объяснить происходящие в патрубке теплогидравлические процессы и исключить предположения о непроходимости дроссельной диафрагмы байпаса впрыска;

- натурными экспериментами показана возможность оптимизации параметров регулирования регуляторов БРУ-К и технологического конденсатора, определены оптимальные значения параметров настройки регуляторов, позволившие практически исключить колебания температуры в дыхательном патрубке КД в ряде режимов;

- подтверждена необходимость контроля и уточнения величины постоянной протечки в КД для обеспечения проектных температурных условий патрубков КД, предложена методика уточнения расхода постоянной протечки;

экспериментально обоснована возможность смягчения проектных требований по допустимым перепадам температур по высоте КД в режимах разогрева и расхолаживания;

- даны рекомендации по условиям протекания режима аварийного расхолаживания РУ при непосадке предохранительного клапана КД;

- для исключения непроектного температурного повреждения корпуса реактора на основе результатов работы предложены способы обогрева гидроемкостей и баков САОЗ с организацией в них естественной циркуляции;

- разработаны не теряющие актуальности эффективные практические методы понижения давления пара в системах локализации аварий с потерей теплоносителя. Реализация и внедрение результатов исследований.

- реализованы экспериментально обоснованные технические решения и изменения инструкций по эксплуатации, позволившие оптимизировать условия

эксплуатации наиболее теплонапряженных узлов РУ и снизить их повреждаемость вследствие температурных нагрузок;

- при разработке новых версий Программы и методики испытаний с использованием системы пусконаладочных измерений введен ряд изменений в проектные критерии успешности испытаний, учитывающих результаты данной работы, откорректирован объем испытаний. Новые версии Программы использованы на вновь введенных энергоблоках в России, Украине и Китае;

- для оптимизации температурных условий эксплуатации дыхательного трубопровода КД и патрубков питательной воды ПГ внедрены в эксплуатацию экспериментально обоснованные настройки технологических регуляторов;

- в соответствии с разработанными алгоритмом, техническими решениями и изменениями «Общей программы обследования...» выполнены работы по управлению ресурсными характеристиками оборудования на энергоблоках №1 и №2 Ростовской АЭС;

- реализован ремонтный и пусковой режим работы РУ на мощности 1-5% номинальной при переменном отборе пара на собственные нужды;

- разработанная методика проверки эффективности РТО применена при вводе в эксплуатацию энергоблоков №1 Волгодонской и №3 Калининской АЭС;

- на блоках №6 АЭС «Козлодуй» и №1 Волгодонской АЭС система термоконтроля специальных пусконаладочных измерений использована при штатной эксплуатации РУ;

- введены в инструкции по эксплуатации новые уточненные требования к условиям эксплуатации патрубков подпитки 1 контура серийной РУ В-320;

- реализованы технические решения по оптимизации условий эксплуатации узлов подпитки и продувки реакторной установки В-428 Тяньваньской АЭС в Китае, экспериментально подтверждена их эффективность;

- внедрена уточненная методика определения расхода постоянной протечки в КД, внесены соответствующие изменения в пусконаладочную документацию;

- на основе результатов работы реализован обогрев гидроемкостей (на блоке №1 Балаковской АЭС) и баков САОЗ (проект на блоке №2 Ростовской АЭС) с организацией в них естественной циркуляции;

Автор защищает:

- разработку актуальной научно-технической проблемы оптимизации условий эксплуатации в качестве важнейшей части общей проблемы обеспечения ресурсоспособности, надежности и безопасности конструкций во время эксплуатации АС;

- разработку и реализацию метода оптимизации условий эксплуатации и ресурса оборудования реакторных установок путем установления связей особенностей технологии эксплуатации оборудования и его ресурса при комплексных экспериментальных исследованиях технологических процессов в натурных условиях на АЭС;

- разработку и реализацию серии технических решений по оптимизации условий эксплуатации и ресурса оборудования реакторных установок;

- разработку методов оптимизации условий эксплуатации систем локализации аварий с потерей теплоносителя путем понижения давления пара в этих системах.

Личный вклад автора. Все основные научные результаты диссертационной работы получены лично автором. Вклад автора в работы, выполненные в соавторстве и включенные в диссертацию, состоит в обосновании тематики и в постановке задач, руководстве и непосредственном участии на всех этапах ее выполнения, в анализе, интерпретации полученых результатов, формулировании выводов, заключений и предложений по внедрению.

Апробация работы. Отдельные результаты были защищены в кандидатской диссертации «Оптимизация эксплуатационных условий термонапряженных узлов реакторной установки ВВЭР-1000» (г. Москва, ВНИИАМ, 2002г.). Диссертационная работа была рассмотрена научно-техническим советом ВНИИАМ, материалы диссертации обсуждались на технических совещаниях на АЭС «Козлодуй», Южноукраинской АЭС, Тяньваньской АЭС, Волгодонской АЭС, в ОКБ «Гидропресс», ИМАШ РАН, ЗАО «Атомстройэкспорт», ВНИИАЭС, Атомтехэнерго. Основные результаты по отдельным разделам докторской диссертации докладывались и обсуждались на 4-й международной научно-технической конференции «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР» (г. Подольск, 2005г.), 5-й международной научно-технической конференции «Безопасность, эффективность и экономика

атомной энергетики» (г. Москва, 2006г.), 7-м международном семинаре по горизонтальным парогенераторам (г. Подольск, 2006г.).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано более 30 печатных работ, в том числе 18 публикаций в рецензируемых изданиях, 2 авторских свидетельства на изобретения и 1 монография.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и списка использованной литературы из 199 наименований. Общий объем диссертации 320 стр., включая 94 рисунка и 23 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность рассматриваемой проблемы, сформулирована цель работы, изложено ее краткое содержание, приведены положения, составляющие новизну работы.

В первой и второй главах рассмотрен процесс ввода в эксплуатацию энергоблока АЭС, как специфический процесс оптимизации условий эксплуатации и управления ресурсными характеристиками оборудования и сооружений.

В первой главе выполнен анализ нагрузок, действующих на элементы РУ, в том числе термомеханических нагрузок, как одного из главных факторов, определяющих темп исчерпания ресурса оборудования и сооружений. Проанализировано содержание пусконаладочных испытаний и измерений при вводе в эксплуатацию и их влияние на остаточный ресурс, показаны прямая и косвенная связь испытаний с обоснованием ресурса узлов и элементов РУ, цели и пути совершенствования объема и состава испытаний.

Рассмотрена эволюция контроля условий эксплуатации при вводе в эксплуатацию от проверки соответствия работы оборудования проектным условиям эксплуатации до эксплуатационного контроля ресурса, автоматизированного контроля и учета циклов нагружения на основании проектных ограничений и с целью корректного учета циклов нагружения оборудования РУ. Эксплуатационный контроль ресурса рассмотрен как одно из направлений оптимизации условий эксплуатации, применяемое в период эксплуатации.

Процесс ввода в эксплуатацию энергоблока АЭС рассмотрен как специфический процесс оптимизации условий эксплуатации оборудования и сооружений:

1. Рассмотрен разработанный автором обобщенный алгоритм оптимизации условий эксплуатации оборудования и сооружений при испытаниях в период ввода в эксплуатацию (рис. 1).

2. Проанализированы цели и условия эксплуатации энергоблока АЭС в период пусконаладочных испытаний. Показано, что процесс ввода в эксплуатацию при определенном сходстве с процессом эксплуатации обладает своими специфическими отличиями, связанными с тем, что основной целью эксплуатации в период пусконаладочных испытаний является не выработка электроэнергии, а выполнение объема испытаний, необходимого для подтверждения оптимальности условий эксплуатации и обеспечения готовности к промышленной эксплуатации. В силу этого основанные на полумарковской модели эксплуатации критерии оптимальности процесса эксплуатации могут быть распространены на процесс ввода в эксплуатацию, но с существенными изменениями.

3. На основании вышесказанного предложены критерии оптимальности

процесса ввода в эксплуатацию: тах коэффициента технического использования

для испытаний г> (min коэффициента средних удельных потерь g ); min лт.и j J

средних удельных затрат на ввод в эксплуатацию r (min средних удельных

'-J

трудовых затрат на ввод в эксплуатацию г у), min ресурсного критерия

оптимальности процесса ввода в эксплуатацию RJt где j - целевое состояние процесса ввода в эксплуатацию.

Под целевым состоянием процесса ввода в эксплуатацию j следует понимать

состояние испытаний в рамках соответствия программам испытаний, их нормативной продолжительности и проектным требованиям к результатам испытаний. Нецелевыми, состояниями энергоблока к * j в процессе ввода в эксплуатацию могут быть:

- ожидание испытаний (из-за неготовности оборудования или персонала);

- затяжка испытаний (сверх нормативной продолжительности);

- неудовлетворительные испытания (результаты которых не соответствуют проектным критериям); как правило, необходимы повторные испытания;

Рис. 1. Обобщенный алгоритм оптимизации условий эксплуатации оборудования и сооружений при испытаниях

- останов энергоблока из-за возникших дефектов оборудования, препятствующих продолжению испытаний, или выявления непроектных условий эксплуатации;

неплановое ТО или непланоый ремонт, вызванные неудовлетворительными результатами испытаний. В качестве общего критерия оптимальности процесса ввода в эксплуатацию можно использовать векторный критерий типа «стоимость-ресурс-готовность-эффективность»:

Э(0= А(0,Ле,*Г(0,»г(0} (1)

Первая компонента критерия (1.13) представляет собой суммарные затраты на испытания энергоблока за время ввода в эксплуатацию t. Значение этой компоненты характеризует, какую долю занимают расходы на испытания в общей структуре затрат на реализацию ввода в эксплуатацию.

Вторая компонента критерия (1) представляет собой суммарную накопленную повреждаемость узлов оборудования (по каждому виду) за время ввода в эксплуатацию / и характеризует качество проекта, качество выполнения пусконаладочных работ и испытаний, качество работ по оптимизации условий эксплуатации.

Третья компонента выражения (1) представляет собой нестационарный коэффициент готовности Кг(1), который характеризует надежность энергоблока в процессе ввода в эксплуатацию с учетом восстановления.

Четвертая компонента векторного критерия (1) характеризует эффективность ввода в эксплуатацию. Наиболее общим показателем эффективности является вероятность выполнения задач выполнения необходимого объема испытаний и оптимизации условий эксплуатации, обосновывающих впоследствии надежную, безопасную и экономичную промышленную эксплуатацию энергоблока.

4. Приведены общее описание, состояние и краткий анализ имеющихся работ по натурным исследованиям нагрузок и напряженного состояния реакторной установки в режимах эксплуатации и испытаний, связанных с обоснованием ресурса. Показано, что натурные исследования в период ввода в эксплуатацию являются

эффективным, но недостаточно реализованным инструментом оптимизации условий эксплуатации оборудования и сооружений РУ.

На основании выполненного анализа сформулирована и поставлена актуальная научно-техническая проблема оптимизации условий эксплуатации оборудования и сооружений при вводе энергоблоков АЭС в эксплуатацию и при эксплуатации, В процессе исследований автора были определены важные в практическом отношении, но не разработанные или недостаточно разработанные задачи, в соответствии с которыми определены основные направления исследований по этой проблеме (рис. 2):

Оптимизация условий эксплуатации оборудования и сооружений РУ

Ввод в эксплуатацию как специфический процесс оптимизации условий эксплуатации и управления ресурсными характеристиками

Метод оптимизации условий эксплуатации и ресурса оборудования при комплексных экспериментальных исследованиях технологических процессов в натурных условиях на АЭС при вводе энергоблока в эксплуатацию путем установления связей особенностей технологии эксплуатации оборудования и его ресурса

Управление ресурсными характеристиками после длительного простоя и хранения

Оптимизация процессов конденсации пара в аварийных режимах с потерей

теплоносителя 1 контура

Контроль ресурса

Оптимизация условий эксплуатации при испытаниях и в связи с результатами испытаний

Оптимизация условий эксплуатации термонапряженных узлов РУ ВВЭР-1000 Исследование и оптимизация условий эксплуатации системы компенсации давления Исследование и оптимизация режимов с «тепловыми ударами» в оборудовании РУ Задачи, решенные другими авторами

Рис. 2. Обобщенная схема комплексного решения проблемы оптимизации условий эксплуатации оборудования и сооружений РУ

- управление ресурсными характеристиками оборудования и сооружений АЭС после длительного простоя и хранения;

- оптимизация условий эксплуатации термонапряженных узлов реакторной установки ВВЭР-1000 при вводе в эксплуатацию;

- исследование условий эксплуатации системы компенсации давления;

- экспериментальное исследование и оптимизация режимов с «тепловыми ударами» в оборудовании РУ;

- эксплуатационный контроль ресурса, автоматизированный контроль и учет циклов нагружения;

- оптимизация процессов конденсации пара в аварийных режимах с потерей теплоносителя 1 контура.

Во второй главе рассмотрено управление ресурсными характеристиками оборудования и сооружений АЭС при вводе в эксплуатацию после длительного простоя и хранения, связанного с приостановкой сооружения, либо эксплуатации энергоблока.

На основе разработанного автором обобщенного алгоритма (рис. 3) проанализированы состав, цели, задачи и последовательность управления ресурсными характеристиками оборудования и сооружений после длительного простоя и хранения, которое в общем случае включает обследование, оценку остаточного ресурса и (при необходимости) воздействие на физический ресурс, а также работы по обоснованию и оптимизации условий эксплуатации и ресурса оборудования и сооружений. Обоснование и оптимизация условий эксплуатации выполняются на этапах ввода в эксплуатацию и являются важным дополнением и существенной частью управления ресурсными характеристиками, задача которого состоит в обосновании надежности, ресурса и безопасности оборудования и сооружений на этапах подготовки к вводу и ввода в эксплуатацию.

Приведены результаты выполненных автором работ по управлению ресурсными характеристиками при вводе в эксплуатацию энергоблоков №№ 1 и 2 Ростовской АЭС. Выявлены основные группы несоответствий оборудования требованиям действующих нормативных документов, не снижающие безопасность эксплуатации оборудования и трубопроводов I, II, III классов безопасности, и усло-

Рис. 3. Обобщенный алгоритм управления ресурсными характеристиками оборудования и сооружений АЭС после длительного простоя и хранения

вия принятия решений о допуске оборудования к использованию в проекте достройки блока №2 РоАЭС.

По результатам анализа откорректирована «Общая программа обследования строительных конструкций, установленного и имеющегося на складах оборудования и трубопроводов, выполненных монтажных работ на блоке N22 Ростовской АЭС», разработаны, обоснованы и реализованы технические решения по вопросам выполнения компенсирующих мероприятий в случаях морального старения оборудования.

В третьей главе разработан и обоснован метод оптимизации условий эксплуатации и ресурса оборудования при комплексных экспериментальных исследованиях технологических процессов в натурных условиях на АЭС при вводе энергоблока в эксплуатацию путем установления связей особенностей технологии эксплуатации оборудования и его ресурса. В этой главе метод применен к наиболее термонапряженным узлам РУ.

Экспериментально обоснованы и рекомендованы оптимальные для термонапряженного состояния узлов питательной воды условия эксплуатации системы питательной воды в переходных режимах.

Для проверки справедливости гипотезы об отсутствии в тракте подачи питательной воды паровой фракции применено приближенное аналитическое решение задачи о периодических пульсациях интенсивности теплообмена, основанное на замене сопряженной задачи «теплоноситель-стенка» на краевую задачу для уравнения теплопроводности в стенке. В решении заданной величиной является периодически изменяющийся «истинный» коэффициент теплоотдачи

коэффициент теплоотдачи, а выражение для безразмерной амплитуды пульсаций температуры на поверхности теплообмена имеет вид

искомой величиной служит «экспериментальный»

и'

Ь

(о) \ + к(Хс({а)5т + 614^Г0)

Принимая Л/и = 0,021 Яе0'8 Рг0,43 и находя расход питательной воды и Ь по экспериментальным данным, из этого выражения получено значение пульсации температуры в несколько раз более низкое, чем реально наблюдавшиеся, что может свидетельствовать о том, что механизм происхождения пульсаций, предполагающий отсутствие в области патрубка паровой фракции, является маловероятным.

Предложен наиболее вероятный теплогидравлический механизм парообразования в тракте питательной воды, связанный с реально наблюдавшимся временным прекращением подачи питательной воды и снижением давления в верхней части трубопровода за счет гидростатического столба ниже давления насыщения.

В связи с имеющейся на некоторых АЭС потребности в использовании ремонтного режима работы энергоблока на мощности 1-5% номинальной, определяемой отсутствием на этих АЭС пускорезервной котельной и необходимостью обеспечения паром собственных нужд, выполнено экспериментальное обоснование возможности длительной работы реакторной установки ВВЭР-1000 в этом режиме путем оптимизации схем отбора пара и настроек регуляторов питания парогенераторов, технологического конденсатора и БРУ-К и снижения уровня термопульсаций в патрубке питательной воды парогенератора.

Натурными экспериментами обоснованы новые уточненные требования к условиям эксплуатации патрубков подпитки 1 контура реакторной установки ВВЭР-1000 в стационарных, переходных и динамических режимах.

Определены условия, при которых температурный перепад на патрубках подпитки в некоторых динамических режимах, связанных с отключением всех ГЦН (обесточивания всех работающих ГЦН с переходом на естественную циркуляцию, полного обесточивания АЭС), может значительно превышать установленные проектные ограничения. Даны рекомендации по введению соответствующих проектных допущений.

В связи с существенными отличиями в поведении температур, а также превышениями проектных критериев в узлах подпитки 1 контура реакторной установки ВВЭР-1000, зарегистрированными при испытаниях режима обесточивания

энергоблока №2 Хмельницкой АЗС при вводе в эксплуатацию, для анализа термоциклов в этих узлах использованы результаты теплогидравлических измерений реактора и первого контура (в том числе полученные на Тяньваньской АЭС), а также данные гидравлических расчетов трубопроводов подпитки. Установлено, что зарегистрированные отличия в поведении температур патрубков подпитки 1 контура в режимах, связанных с отключением всех ГЦН, объясняются как разным гидравлическим сопротивлением трубопроводов подпитки, так и отличием противодавлений в точках входа в 1 контур, причем влияние различия гидросопротивлений трубопроводов в этих режимах преобладает. В режимах с частичным количеством работающих ГЦН различие противодавлений в точках входа в 1 контур является определяющим для соотношения расходов подпиточной воды в различные петли.

Ввиду высокой термонагруженности патрубков и различий этих нагрузок на патрубки различных петель установлена необходимость ведения контроля и учета термоциклов, оценки накопленных повреждений и остаточного ресурса этих узлов при вводе в эксплуатацию и при эксплуатации для каждого патрубка отдельно.

В связи с решением проблемы нарушения тепловой эффективности регенеративных теплообменников подпитки-продувки 1 контура реакторной установки, отмечавшейся на нескольких энергоблоках АЭС с ВВЭР-1000, проанализированы результаты испытаний по проверке тепловой эффективности теплообменников на нескольких энергоблоках и применяемые методики испытаний.

Из-за наличия противоречий в оценке результатов проверки эффективности РТО по типовым программам на энергоблоке №1 Волгодонской АЭС выполнены специальные испытания теплообменника в стационарных эксплуатационных режимах, соответствующих ТУ на теплообменник (рис. 4).

Разработана и применена при оценке эффективности РТО по результатам испытаний методика, включающая оценку соответствия теплообменника его расчетным характеристикам по разности температур продувочной и подпиточной воды, полученным по методике конструкторского расчета теплообмена, с учетом ТУ на теплообменник, проектных критериев по термонапряженному состоянию патрубков подпитки и известных сравнительных данных по эффективности РТО на

различных блоках АЭС.

Т —Т »

1 вхпрод 1 выхмодп

X X Эксперимент ...............Расчет

СЭО Расчет при балансе подпитки-продувки

© Ф Запорожская АЭС

Рис. 4. Зависимость разности температур у

ех.прод 1 еых.подп

от соотношения

расходов продувки и подпитки СлродЛЗподв регенеративного теплообменника

Эффективность данной методики оценки тепловой эффективности РТО ло результатам испытаний для случая применения только существующих проектных средств контроля параметров реакторной установки экспериментально подтвериедена при вводе в эксплуатацию энергоблока №3 Калининской АЭС (рис. 5).

Показано, что методика позволяет проводить как экспресс-испытания в период ввода в эксплуатацию, так и периодический контроль тепловой эффективности

21

теплообменников в процессе эксплуатации и благодаря этому обеспечивать своевременное выявление неисправностей, приводящих к повышенным термическим нагрузкам на узлы подпитки и неэкономичности режима работы теплообменников.

— ! ! ! ; ! ♦! — 1 --

т 1 2Г" — I

|

\ ......

г Л

— : ; — — \

к О

» \ > о

с о

- г § э

— \ ■ о о с

1 X,

* Г/"

О 0.1 0.2 0.3 0.4 0,5 0,6 0,7 0,В 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1.5 1,6 1,7 1.8 1,9 2 2,1 2,2 Отношение расходов Опрод/вподп

♦ Расчет —□— Равные расходы расчет X Волгодонская АЭС о Запорожская АЭС

Расчетные границы поля допуска Д Калининская АЭС, до ремонта РТО О АЭС "Темелин", до ремонта РТО

Рисунок 5. Экспериментальная и расчетная зависимости разности температур Твх прод - Твых подп от соотношения расходов продувки и подпитки через РТО

В связи с существенными отличиями системы подпитки-продувки реакторной установки ВВЭР-1000 проекта В-428, впервые примененного на Тяньваньской АЭС в

Китае, и выявлением значительных отклонений от проектных условий эксплуатации узлов системы выполнено натурное экспериментальное обоснование условий эксплуатации термонапряженных узлов данной системы, в процессе которого разработаны и реализованы решения по реконструкции системы подпитки-продувки, совершенствованию инструкций по эксплуатации и алгоритмов работы автоматизированной системы управления с целью оптимизации условий эксплуатации узлов подпитки и продувки. Эффективность решений подтверждена при последующих испытаниях на дальнейших этапах ввода энергоблока в эксплуатацию (табл. 1).

Табл. 1. Оптимизация условий эксплуатации патрубков подпитки в результате реконструкции системы подпитки-продувки 1 контура РУ В-428 (Тяньваньская АЭС)

Элемент системы Основные параметры До реконструкции После реконструкции

Байпасный трубопровод РТО Трубопровод, 0„ х Э, мм 57 х 5,5 89 X 8

Трубопровод, Оу, мм 50 80

Дроссельная шайба, ОвнуТр, мм 21,7 37,8

Расход при номинальных параметрах первого контура, кг/с 5,5 15,5

Байпасный трубопровод Оу 100 фильтров системы очистки Дроссельная шайба, мм не предусмотрена 41,3

Расход при номинальных параметрах первого контура, кг/с не определен 14,7

«Холодная» нитка ГЦТ и патрубок подпитки (петля №4) Разность температур теплоносителя в элементах в стационарном режиме «подпитки», °С, (проектный критерий £30°С) открытый байпас фильтров 45 16

закрытый байпас фильтров 22 18

Экспериментально проверены и сравнены эксплуатационные условия отличающихся по компоновке систем РУ В-428 и РУ В-320, при этом установлено:

Вследствие более высокого расположения компенсатора давления РУ В-428 и исключения гидрозатвора, имеющегося в РУ В-320, в РУ В-428 сведено к минимуму термическое расслоение в соединительном трубопроводе. Термонапряженное состояние соединительного трубопровода компенсатора давления на энергоблоке с В-428 в стационарных режимах следует считать более благоприятным как с точки

23

зрения расслоения температур по сечению трубопровода, так и по колебаниям температур под воздействием регулятора уровня в КД;

Вследствие наличия тупиковых опускных участков перед обратными клапанами со стороны реактора в проекте В-320 при разогреве РУ прогрев трубопроводов САОЗ, подключенных к СКР, в нижней части вертикального участка и далее по всей длине горизонтального участка до обратного клапана не происходит;

В проекте В-428 в связи с более высоким расположением емкостей САОЗ относительно реактора опускные участки отсутствуют и прогрев различных участков трубопроводов пассивной части САОЗ обеспечивается более равномерно, специальных мероприятий по прогреву указанных трубопроводов не требуется.

Приведены полученные автором на энергоблоке №6 АЭС «Козлодуй» результаты выявления и анализа возможных процессов, не предусмотренных проектом и влияющих на ресурс оборудования, определения и отработки мероприятий, улучшающих условия эксплуатации оборудования и снижающих его повреждаемость от температурных нагрузок, в частности, корректировки инструкций по эксплуатации, технические решения, принятые в период ввода в эксплуатацию, изменения уставок и настроек регуляторов. Приведены введенные изменения в проектные критерии успешности испытаний, учитывающие реальные процессы, неизбежные при проведении режимов.

Главными факторами, определяющими темп исчерпания ресурса, являются процессы эксплуатации и испытаний, вызывающие циклы термомеханического нагружения конструкции. Систематизирован и оценен вклад различных факторов в потерю ресурса контролируемого оборудования вследствие воздействия температурных нагрузок на отдельных этапах ПНР и в целом за период ввода блока в эксплуатацию. Оценка повреждения контролируемых элементов оборудования РУ производилась по методике линейного суммирования " N,■

2 ■—= (3)

С=1 Щ

расчетная амплитуда напряжений определялась по формуле ста = К,К„ЕаДТ с использованием уточняющих коэффициентов К( и К„.

Впервые на энергоблоке N 6 АЭС "Козлодуй" удалось систематизировать и оценить вклад различных факторов в потерю ресурса контролируемого оборудования вследствие воздействия температурных нагрузок на отдельных этапах и в целом за период ввода блока в эксплуатацию. Полученные данные применены для оценки эффективности принятых решений по оптимизации условий эксплуатации оборудования, а также использованы для разработки системы контроля и учета термоциклов на узлах РУ ВВЭР-1000.

Поскольку из-за различных начальных условий и путей протекания режимов простая идентификация режима не может дать однозначную оценку нагружения элементов оборудования РУ, а условия протекания процесса могут потребовать экстренного вмешательства в процесс, показана целесообразность и необходимость обеспечения непрерывного эксплуатационного контроля и учета циклов термомеханического нагружения оборудования с применением средств измерений и обработки результатов измерений в режиме реального времени. Приведены основные характеристики разработанной автоматизированной системы контроля и учета термоциклов на узлах реакторной установки ВВЭР-1000 с программным обеспечением, основанным на базе данных по выполненным расчетам прочности контролируемых наиболее термонапряженных узлов для максимально возможного количества вариантов изменений напряженных состояний РУ.

В четвертой главе вышеуказанный метод применен для исследования условий эксплуатации системы компенсации давления, как части РУ, наиболее подверженной нестационарным термическим нагрузкам.

Выполнен анализ теплогидравлических процессов, происходящих в системе компенсации давления и вызывающих резкие изменения температуры в патрубке впрыска, установлены связи между изменениями состояний РУ и изменениями расхода впрыска, что позволило объяснить полученные результаты термоконтроля патрубка впрыска в стационарных и переходных состояниях следующим образом:

При разогреве РУ, проводящемся при включенных ТЭН КД и открытом под воздействием работающего регулятора разогрева-расхолаживания регулирующем клапане «тонкого» впрыска, при достаточно низких параметрах впрыскиваемый

«холодный» теплоноситель заполняет трубопровод впрыска, а контрольные термопары регистрируют температуру существенно более низкую, чем температура пара в КД. Патрубок впрыска оказывается заполненным и при расхолаживании РУ от параметров, близких к номинальным, т. к. регулирующий клапан должен быть открыт для обеспечения расхолаживания КД.

В процессе разогрева или расхолаживания под воздействием регулятора снижается расход впрыскиваемого теплоносителя через клапан и при некотором пороговом значении расхода впрыска становится возможным появление паровой фракции в патрубке впрыска (с поступлением пара из парового пространства КД), что и регистрируется положительным скачком температуры. После этого теплоноситель поступает через трубопровод Ду200 неполным сечением, а пар заполняет остальную часть сечения. При наличии пара в трубопроводе и патрубке впрыска происходит прогрев впрыскиваемого теплоносителя с конденсацией пара на его поверхности, а контрольные термопары фиксируют повышение температуры.

Уменьшение количества включенных ГЦН при отключенных ТЭН и прочих равных условиях вызывает снижение расхода впрыска как через регулирующий клапан, так и через дроссель постоянной протечки, и может привести к положительному скачку температуры в патрубке впрыска. Отрицательный скачок возможен при увеличении количества работающих ГЦН.

При номинальных параметрах стационарной работы РУ с четырьмя ГЦН, закрытым клапаном "тонкого" впрыска и проектным значением постоянной протечки контрольные термопары, расположенные на внутренней поверхности патрубка впрыска, регистрируют только температуру пара внутри КД. Всякое снижение регистрируемой температуры ниже этого значения свидетельствует об изменении этих условий.

В процессе объяснения теплогидравлических процессов, происходящих в патрубке впрыска и системе компенсации давления и вызывающих скачки температуры, представилось важным описать наиболее частое при эксплуатации состояние течения через патрубок впрыска постоянной протечки неполным сечением, и была сделана попытка собственного аналитического решения соответствующей этому состоянию задачи конденсации пара на поверхности пленки

жидкости, свободно стекающей по теплоизолированной стенке, в том числе для ламинарного и турбулентного течений.

Для ламинарного течения на участке тепловой стабилизации потока предложена формула для средней теплоотдачи

_0£лз_

0,9 Яе с/3 Рг(

8;

I-

7,5

№

"гт

,(4)

гДе Ох = I Я х & 0

Л Г,

ГС

Ох

1 -

ГС „дг

На участке установившегося профиля температуры жидкости (х г 1т), принимая

Х = 1г

мод :

Я!Т

ЛД Г/г

— 3.7 Ие^

(5)

где ДГ/Г = ДГ1- 1

К'

Известные формулы тепломассообмена на поверхности открытого турбулентного потока жидкости, подтвержденные теми или иными опытными данными, значительно отличаются, предсказывая разную степень влияния режимных параметров и фактора физических свойств. В известных формулах расчета интенсивности тепло- и массообмена вида

Ыи = — Л

В

Яе " Рг

V

(6)

значения показателей степени изменяются от формулы к формуле в широких пределах:

п = 0,43 + 0,7; m = 0,33 + 0,7; К= 0 + 0,5.

Это значит, что различны сами экспериментальные результаты, различны условия экспериментов и методики обработки опытных данных. Очевидно, что опытные данные на коротких пленках, без учета начального участка стабилизации течения, лишены общности, и их обобщения в виде расчетных формул применимы лишь в исследованном интервале значений геометрических и режимных параметров. Нет пока и общепризнанных методов учета влияния поверхностного натяжения на тепло- и массообмен у свободной поверхности турбулентной пленки.

Предложен метод упрощенного решения задачи и его результат в виде

Приведено сравнение рассчитанных по этим формулам и опытных значений Ыи„ при конденсации пара и абсорбции газа на поверхности ламинарной и турбулентной пленки жидкости.

Проектные требования к регуляторам не всегда учитывают взаимосвязь параметров функционирования регуляторов с температурными условиями работы оборудования реакторной установки, влияющими на его прочность и ресурс.

Согласно проекту регулятор БРУ-К должен поддерживать давление в главном паровом коллекторе (ГПК) с точностью не менее ±1,0 кгс/смг. Однако, как показали полученные автором на энергоблоке № 6 АЭС "Козлодуй" результаты, при таких и даже меньших (± 0,5 кгс/см2) колебаниях давления во 2-м контуре в дыхательном патрубке КД происходили пульсации температур, превышающие проектные критерии. Механизм этой связи достаточно очевиден: давление в ГПК -> давление в ПГ -> тепловой поток в ПГ температура теплоносителя в 1-м контуре -> плотность теплоносителя в 1-м контуре расход воды в дыхательном трубопроводе из КД или обратно. Вследствие разницы температур меяеду горячей ниткой ГЦТ и КД в дыхательном трубопроводе возникают колебания температур.

Nud »

0,022 Re/02 VF?

(7)

0,08 — + __

lg Vpt

Исследования возможности и способов исключения или снижения указанных воздействий до проектных пределов включали:

расчетную оценку пульсаций температуры теплоносителя в дыхательном патрубке КД при колебаниях давления в ГПК;

проведение по специальной программе совместных испытаний дыхательного патрубка КД и регулятора БРУ-К с целью определения оптимальных параметров настройки и условий работы указанного регулятора, обеспечивающих проектные условия эксплуатации КД.

Для расчетного анализа была использована математическая модель РУ ВВЭР-1000, реализованная в рамках программного комплекса РЕЗАК и предназначенная для имитации нестационарных режимов работы элементов оборудования и РУ в целом.

Колебания расхода пара из ГПК задавались по формуле: О = С08т{2я-(/-/0)/П (8)

где С - дополнительный расход пара из ГПК; с0-амплитуда колебаний расхода; Т-период колебаний; ¡0- время начала данного нестационарного режима.

Для оценки достоверности расчетных результатов было выполнено сопоставление изменений параметров, полученных экспериментально, и параметров, рассчитанных для условий, близких к тем, при которых выполнялись измерения.

Путем расчетного моделирования процессов были оценены условия, при которых возможно снижение уровня температурных колебаний в дыхательном патрубке компенсатора давления до проектных значений. В соответствии с этими условиями оптимизированы с последующим экспериментальным подтверждением параметры настройки регуляторов БРУ-К и технологического конденсатора, что позволило добиться оптимизации нестационарных температурных воздействий на патрубок и снизить его эксплуатационную повреждаемость до минимальных значений.

Выполненными расчетами и натурными экспериментами подтверждено, что

наличие и точность поддержания проектной величины постоянной протечки в КД

имеет существенное значение не только для выравнивания концентрации борной

кислоты и химреагентов в первом контуре и в КД и оптимального расхода мощности

29

на работу ТЭН, но и для обеспечения оптимальных температурных условий работы патрубка впрыска, дыхательного патрубка и дыхательного трубопровода КД (рис. 6).

Рис. 6. Влияние и значение точности поддержания величины постоянной протечки в КД

Подтверждено значение обеспечения достаточной величины постоянной протечки в КД для уменьшения температурных воздействий на дыхательный патрубок. Также показано, что увеличение постоянной протечки больше проектного значения может приводить не только к перерасходу мощности ТЭН КД, но и к увеличению температурных колебаний в патрубке впрыска. Выявлены признаки и влияние увеличенного сверх проектного расхода протечки в КД.

Показаны целесообразность и возможные способы контроля расхода постоянной протечки. Уточнена методика определения расхода постоянной протечки по методу тепловых балансов путем исключения погрешности, связанной с неучетом тепловых потерь с поверхности КД через теплоизоляцию.

С точки зрения термического нагружения наиболее неблагоприятными режимами для металла корпуса КД являются режимы разогрева и расхолаживания, в которых происходит увеличение перепада температур по высоте КД вследствие различных условий теплообмена в верхней и нижней частях корпуса. Экспериментально обоснована возможность смягчения проектных требований по допустимым перепадам температур по высоте КД в данных режимах.

В пятой главе представлено экспериментальное исследование и оптимизация режимов с «тепловыми ударами» в оборудовании РУ.

Рассмотрены тепловые удары в оборудовании РУ, в том числе на корпус реактора, в линии впрыска в компенсатор давления, в узлах подпитки-продувки 1 контура, на корпус КД в зоне раздела сред, в узле уплотнения вала ГЦН. Рассмотрена проблема охрупчивания корпуса реактора.

Исследовано напряженное состояние оборудования реакторной установки ВВЭР-1000 в режиме аварийного расхолаживания при непосадке предохранительного клапана компенсатора давления. С использованием системы экспериментального контроля воссоздан ход аварийного режима и определены места оборудования, подвергшиеся наибольшим температурным и другим воздействиям. Определены значения этих воздействий (табл. 2,3).

За период аварийного расхолаживания уровень напряжений в контрольных точках КД не превысил предела пропорциональности (300 МПа). Максимальные напряжения зафиксированы на верхнем днище КД около патрубка сброса пара (ог = 230 МПа).

Наибольшие колебания напряжений отмечены в зонах наибольших скоростей изменения температур: вблизи трубопровода сброса пара в барботер и вблизи дыхательного трубопровода. Расхолаживание ГЦК через БРУ-А увеличивало перепад температур между стенкой КД и поступающим в него из ГЦК теплоносителем, что вызывало дополнительные температурные напряжения элементов КД.

После вскипания теплоносителя в контуре произошло выдавливание его части в КД (до полного заполнения КД), и дальнейшее изменение давления в 1 контуре определялось параметрами вскипающего в нем теплоносителя, пары которого не

Табл. 2. Максимальные скорости расхолаживания 1 контура и оборудования при

№ п/п Наименование оборудования Скорость изменения температур Интервал температур Интервал давлений Интервал времени Примечание

°С/ч °с кгс/см'' мин

1 гцт 150 280-230 72-45 20

2 Дыхательный трубопровод у гцт 76 279-229 65-35 40

3 Дыхательный трубопровод у кд 470 340-285 90-68 7 Обусловлено попаданием воды из контура в КД

4 Нижнее днище КД 95 295-238 60-32 50

5 Верхнее днище кд 96 340-246 65-25 60

6 Переход от КД к дыхательному трубопроводу 100 305-270 76-35 21

7 Трубопровод сброса пара в барботер 360 25-200 3

8 Патрубок подпитки 1 контура на 1,3 петлях 1350 250-70 65-40 5 Обусловлено подачей подпиточной воды из баков с температурой 20°С

Табл. 3. Перепады температур при аварийном расхолаживании

№ п/п Наименование оборудования Превышение допустимого ATS50°C Примечание

ДТ, °С Диапазон температур °С Диапазон давлений кгс/смг Время час

1 Реактоо. крышка/корпус Информации нет Через 13 часов с момента начала аварии разность температур между крышкой и корпусом 200-80 =120°С

2 Парогенератор, между верхом и низом корпуса петли №1 Петли №3 80 90 260-180 270-180 25-10 40-10 1,5 4.0 По штатным приборам

3 Компенсатоо давления, между верхним и нижним днищем 77 Верхн. днище 322-210 Нижн. Днище 282-160 42-13 3,5

4 ГЦН. мевду петлями №1 и №2 в неотключаемой холодной части 70 250-220 220-140 35-12 4,0

только уносились через КД в барботер и далее под оболочку, но и собирались под крышкой реактора (рис. 7).

Рис. 7. Схема образования парового пузыря над активной зоной.

Об этом свидетельствует тот факт, что температура крышки реактора спустя 13 часов после непосадки клапана составляла 200-210°С при температуре остальной части 1 контура 80-90°С, что возможно только в том случае, когда под крышкой реактора находился бы пар.

Отсутствие возможности дистанционного открытия воздушника реактора привело к температурному перепаду между крышкой и корпусом реактора 120°С при допустимых 50°С. Из-за подачи подпиточной воды из баков с температурой 20°С скорость изменения температуры на патрубке подпитки 1 контура достигла величины 1350°С/ч.

Даны рекомендации по оптимизации управления рассмотренным аварийным режимом с целью снижения температурных воздействий с учетом наличия в реакторе не штатной, а имитационной активной зоны.

Натурными экспериментами обоснованы предложения по оптимизации температурных условий аварийного охлаждения активной зоны с целью обеспечения хрупкой прочности корпуса реактора:

Экспериментально показана неэффективность существующего проектного обогрева гидроемкостей САОЗ. Показаны недостатки систем обогрева баков запаса борного раствора, примененных в проекте РУ В-428. Предложены способы обогрева гидроемкостей и баков с организацией в емкостях (баках) естественной циркуляции.

Рассмотрены тепловые удары в оборудовании РУ в режимах обесточивания собственных нужд и полного обесточивания АЭС. Разработано, получено авторское свидетельство на устройство для аварийного уплотнения вала ГЦН в режиме обесточивания собственных нужд.

В шестой главе представлено расчетно-экспериментальное обоснование методов и устройств понижения давления для систем локализации аварий с потерей теплоносителя.

Проведен анализ существующих и проектируемых систем локализации аварий на АЭС. Дано их описание, отмечены преимущества и недостатки.

Преимущества систем локализации аварии с активным снижением давления пара очевидны. Достигаемое с помощью этих систем существенное уменьшение расчетного давления и (или) размера оболочки, помимо значительного уменьшения стоимости энергоблока, приводит к увеличению степени безопасности эксплуатации, поскольку снижение давления и времени воздействия этого давления уменьшает вероятность утечки радиоактивных веществ из-под оболочки.

Очевидны преимущества «пассивных» систем снижения давления, т.е. таких, которые работают только за счет возникающих перепадов давления в различных помещениях или их частях в процессе развития аварии, включающем воздействие этих систем.

Пассивные барботажные системы для преодоления существенного гидравлического сопротивления направляющих и распределительных каналов и труб требуют повышенного давления внутри оболочки и существенного перепада давлений между различными камерами системы, снижающих эффективность

системы в отношении ограничения давления внутри оболочки. Кроме того следует учитывать:

- возможность возникновения ударных нагрузок в начальный момент аварии с потерей теплоносителя, в связи с этим такие устройства должны быть рассчитаны на резкий скачок давления, что приводит к повышенным требованиям при их изготовлении и росту стоимости;

- наличие большого количества обратных клапанов, вызывающее сомнения в достаточной надежности системы;

- необходимость повышенных требований к сейсмостойкости конструкции резервуаров с водой.

Значительный интерес представляют «пассивные» системы снижения давления, в которых в качестве теплопоглощающего материала используется твердое вещество с развитой поверхностью. В конденсаторе, содержащем твердый теплопоглотитель, проходы для пара легко могут быть выполнены по размеру такими, чтобы добиться необходимого соотношения между скоростью поступления пара и скоростью его конденсации. Такие конденсаторы имеют также свойство сохранять работоспособность при значительных деформациях вследствие фактора, выходящего за рамки проектных условий эксплуатации, т.е. обладают повышенной живучестью.

Основным недостатком ледяного конденсатора является необходимость поддержания его температуры значительно ниже той, которая имеется под оболочкой при нормальной эксплуатации оборудования. Это требует увеличения как капитальных затрат на сооружение системы, так и затрат на эксплуатацию.

Выполнены расчетные и экспериментальные исследования системы локализации предельной проектной аварии с «сухими» конденсаторами на основе твердых теплопоглотителей, не изменяющих своего агрегатного состояния при аварии. Для исследования использовалась разработанная автором расчетно-экспериментальная методика определения коэффициента теплопередачи от пара к засыпке, суть которой заключается в установлении однозначной зависимости фиксируемого в процессе эксперимента положения фронта паровоздушной смеси от времени Х(т) в виде:

х(т) = Сс

• т 1 -+ _

Ф + ц/ £

Ф

¥ + Ф (у/ + ФУ

Ч/+Ф

-ъ 1-е ф

(9)

кр

где Осм- расход паровоздушной смеси, поступающей в трубу; —?3£. -

сРзас

~ 7р) _ ц.; ф - _Р_ рп ', р,Я,Т- давление, газовая постоянная и /- ЯТ

температура смеси; р- поперечное сечение трубы; п- доля свободного объема в засыпке; т0- начальная температура колец ; 7^- температура насыщения при парциальном давлении пара; Р - суммарная площадь поверхности колец на 1 м3 засыпки; р3 с- плотность засыпки; г- теплота парообразования; С- теплоемкость материала засыпки;

Изменяя коэффициент теплопередачи к в уравнении и добиваясь наилучшего совпадения с экспериментально измеренным движением фронта паровоздушной смеси (рис. 8), для исследованного диапазона Ке = (1,5+4)х103 получена зависимость коэффициента теплопередачи к от парциального состава смеси, представленная на рисунке 9.

Рис. 8. Зависимость положения фронта пара от времени.

Рис. 9. Зависимость коэффициента теплопередачи к от парциального состава паровоздушной смеси £ [Не=(1,5+4)-103]

Однако такая система занимает большой объем, а масса насадки,

необходимая для конденсации всего пара, должна быть значительной. Так, «сухие»

36

конденсаторы для АЭС с ВВЭР-440 содержат 3400 т керамической насадки, а аналогичный ледовый конденсатор содержит 835 т льда.

Вследствие ограниченной эффективности систем с «сухими» конденсаторами автором разработаны методы повышения эффективности систем понижения давления на основе применения в качестве теплопоглотителей эндотермически растворимых веществ и эндотермически плавящихся веществ, не требующих охлаждения при нормальной эксплуатации. Получено авторское свидетельство на соответствующее устройство для локализации аварии. Выполнены расчетные и экспериментальные исследования конденсации насыщенного пара в системах с этими теплопоглотителями.

На созданных автором установках (одна из них показана на рис. 10) экспериментально исследована сравнительная эффективность различных теплопоглотителей для систем локализации аварий на АЭС, в том числе с учетом влияния присутствия воздуха и условий распределения пара в конденсаторе.

1 - испаритель; 2 - пароприготовитель; 3 - конденсатор; 4 - термозонд; 5 - вакуум-насос; 6 - парораздаточный штуцер; 7 - опорная сетка; 8 - вакуумная полость; 9 -внутренняя теплоизоляция; 10 - воздушная прослойка; 11 - сопло; 12 - нагреватель.

Оценка эффективности того или иного теплопоглотителя производилась по

максимальному давлению в конденсаторе, достигаемому к моменту прекращения

37

подачи пара. Для этого на основании экспериментальных данных были построены

относительной массы теплопоглотителя. За относительную массу теплопоглотителя принималось отношение массы теплопоглотителя т к массе пара тп, поданного в

конденсатор. Выбор такого аргумента позволяет учесть некоторое различие в массах пара, поданного в конденсатор в каждом опыте и дает возможность проводить сравнение эффективности теплопоглотителей условно для одного и того же весового количества пара.

Одно и то же максимальное давление в конденсаторе достигается для разных теплопоглотителей при различных их относительных массах. Поэтому характеристикой эффективности теплопоглотителя может служить величина 8, представляющая собой отношение относительной массы выбранного реперного теплопоглотителя (керамических колец без покрытия) к относительной массе соответствующего теплопоглотителя при одном и том же ДРМ :

На рисунке 11 представлена эффективность по массе различных теплопоглотителей в зависимости от относительной массы теплопоглотителя при фиксированном АРмакс (при наличии воздуха).

Наибольшей эффективностью обладает лед с подводом пара под уровень образующейся в конденсаторе воды, его эффективность в области малых относительных масс льда имеет значение (5=12 и достигает значения <5=20 при относительной массе льда т/т„ = 3. Такое повышение эффективности данного

теплопоглотителя объясняется тем, что подаваемый пар барботируется через образующийся конденсат, что приводит к дополнительной конденсации пара.

Кривые эффективности льда с равномерной и неравномерной раздачей пара по направлениям почти эквидистантны и имеют соответственно значения <5=10 и <5=7,5 в области малых относительных масс льда и достигают значений (5=14,5 и (5=13,5 при относительной массе льда т/т,, - 5.

зависимости максимального прироста давления в конденсаторе др

макс

от

при Дрмакг = idem

Рис. 11. Эффективность по массе различных теплопоглотителей в зависимости от относительной массы теплопоглотителя при фиксированном АРмакс (при наличии воздуха).

1 - керамические кольца без покрытия; 2 - гранулированная NN„N03 (организованный подвод); 3 - гранулированная NN<N03 (неорганизованный подвод); 4 - вода с начальной температурой 20°С; 5 - лед (подвод выше уровня образующейся воды, организованный подвод); 6 - лед (подвод выше уровня образующейся воды, неравномерная по направлениям раздача пара); 7 - лед (подвод под уровень образующейся воды, организованный подвод).

Эффективность воды с начальной температурой 20°С и гранулированной аммиачной селитры при организованном подводе пара имеют одинаковые значения <5=6 в области относительных масс этих теплопоглотителей <3. после чего

кривая эффективности аммиачной селитры нарастает несколько круче и достигает первого максимума ¿>=8,5 при относительной массе селитры т/т„=4-

Эффективность селитры при неорганизованном подводе пара имеет значение <5=4,5 при малых относительных массах селитры и имеет пологий минимум, достигающий <5=3 в области т/т,, =6+8 и достигает значения S =7 при т/тп =12.

Следует отметить, что организация подвода пара не оказывает влияния на результаты опытов для керамических колец без покрытия, но имеет большое значение для гранулированной аммиачной селитры.

Параметры конденсации пара на теплопоглотителе, растворяющемся в конденсате с поглощением тепла, были определены автором с помощью вышеупомянутой методики при введении некоторых дополнительных соотношений. Если ввести некую эффективную теплоемкость сэфф> учитывающую суммарную

эффективность теплопоглотителя, то теплота конденсации на 1 кгтеплопоглотителя, обладающего как обычной теплоемкостью, так и способностью поглощать тепло при растворении в воде

сэффАТ = сАТ + q р< где с AT-теплота конденсации за счет обычной теплоемкости, теплота конденсации за счет растворения

с1фф=0. + яр/сАТУ = {\ + Р)с (10)

Величинар является мерой вклада эндотермической реакции растворения в

процесс конденсации. Она также характеризует соотношение между скоростью конденсации вследствие прогрева и скоростью конденсации вследствие растворения.

Аналитически получена зависимость положения парового фронта от времени

в виде

х{т) = G

Ф + у/х

1

1

Ф

(

¥\+Ф (у/х +Ф)2

1-

ф

/ J

(11)

где £, = кРзас/сэффрзас ; г//, = сэффрзасР(Т$ -т0)/г:

Варьируя коэффициентом теплопередачи в уравнении и добиваясь наилучшего совпадения с экспериментально измеренным движением фронта пара,

можно получить значение коэффициента теплопередачи для условий конденсации пара на эндотермически растворимом теплопоглотителе в условиях опытов.

По результатам экспериментов можно сделать следующие выводы:

1. В условиях опытов на начальном этапе процесса конденсации вклад теплового эффекта растворения незначителен и скорость конденсации определяется поглощением тепла при прогреве теплопоглотителя.

2. Полученные значения коэффициента теплопередачи А: =800 Вт/(мг К) согласуются со значениями, полученными ранее для условий конденсации на керамических кольцах.

3. Процесс активного растворения начинается с определенного момента времени, лежащего в пределах 10-20 с от начала процесса. В период активного растворения вклад теплового эффекта растворения имеет постоянное максимальное значение. Скорость конденсации при растворении в 1,2 - 1,4 раза больше скорости конденсации при прогреве теплопоглотителя.

Заключение:

1. Сформулирована и разработана актуальная научно-техническая проблема оптимизации условий эксплуатации оборудования и сооружений реакторных установок в качестве важнейшей части общей проблемы обеспечения ресурсоспособности, надежности и безопасности конструкций во время эксплуатации АС.

2. Процесс ввода в эксплуатацию энергоблока АЭС впервые рассмотрен как специфический процесс оптимизации условий эксплуатации и управления ресурсными характеристиками оборудования и сооружений. В обобщенном виде продемонстрированы возможности процесса ввода в эксплуатацию для решения задач оптимизации ресурса и повышения безопасности оборудования и сооружений АЭС.

3. Обоснованы задачи оптимизации при испытаниях оборудования и сооружений РУ АЭС в период ввода в эксплуатацию. Разработан и реализован обобщенный алгоритм оптимизации эксплуатационных условий оборудования и сооружений при испытаниях. На процесс ввода в эксплуатацию распространена

полумарковская модель эксплуатации и на основе этой модели предложены критерии оптимальности процесса ввода в эксплуатацию.

4. Разработан и обоснован метод оптимизации условий эксплуатации и ресурса оборудования при комплексных экспериментальных исследованиях технологических процессов в натурных условиях на АЭС при вводе энергоблока в эксплуатацию путем установления связей особенностей технологии эксплуатации оборудования и его ресурса.

С использованием разработанного метода выполнено натурное экспериментальное обоснование, оптимизация условий эксплуатации и оптимизирован ресурс ряда наиболее напряженных узлов реакторных установок:

-узлов питательной воды парогенератора ПГВ-1000;

-узлов и оборудования системы подпитки-продувки 1 контура РУ ВВЭР-1000; выполнено комплексное расчетно-экспериментальное обоснование оптимальных условий эксплуатации наиболее подверженной нестационарным термическим нагрузкам системы компенсации давления РУ ВВЭР-1000;

- исследованы механизмы обнаруженных явлений, не предусмотренных проектными условиями эксплуатации;

- исследованы особенности условий эксплуатации отличающихся по компоновке систем РУ В-428 и РУ В-320.

В результате разработки указанного метода получены практические приложения общего характера, в том числе:

- технические решения и изменения инструкций по эксплуатации, позволившие откорректировать технологию эксплуатации, оптимизировать условия эксплуатации наиболее теплонапряженных узлов РУ и снизить их повреждаемость вследствие температурных нагрузок;

- систематизирован и оценен вклад различных факторов в потерю ресурса контролируемого оборудования вследствие воздействия температурных нагрузок на отдельных этапах ПНР и в целом за период ввода блока в эксплуатацию; полученные данные применены для оценки эффективности принятых решений по оптимизации условий эксплуатации оборудования;

- экспериментально обоснованы и введены в новой редакции проектной Программы и методики контрольного термометрирования изменения в проектные критерии успешности испытаний, учитывающие реальные процессы, неизбежные при проведении режимов;

- разработана автоматизированная система контроля и учета термоциклов на узлах реакторной установки ВВЭР-1000 с программным обеспечением, основанным на базе данных по выполненным расчетам прочности контролируемых наиболее термонапряженных узлов для максимально возможного количества вариантов изменений напряженных состояний РУ.

5. Выполнено экспериментальное исследование и оптимизация режимов с тепловыми ударами в оборудовании РУ, в том числе:

- натурное термо- и тензометрирование оборудования реакторной установки ВВЭР-1000 в режиме аварийного расхолаживания при непосадке предохранительного клапана компенсатора давления;

- обоснование модернизации оборудования систем аварийного охлаждения активной зоны реактора ВВЭР-1 ООО;

- рассмотрены тепловые удары в оборудовании РУ в режимах обесточивания собственных нужд и полного обесточивания АЭС, разработано устройство для аварийного уплотнения вала ГЦН в режиме обесточивания собственных нужд.

6. В систематизированной форме разработано управление ресурсными характеристиками оборудования и сооружений АЭС при вводе в эксплуатацию после длительного простоя и хранения, связанное с моральным и физическим старением оборудования и конструкций за этот период и, как следствие, необходимостью обоснования и оптимизации их ресурса при использовании в составе АЭС;

7. Для снижения воздействия давления пара, развивающегося при аварии с потерей теплоносителя 1-го контура, и повышения безопасности путем снижения вероятности выхода радиоактивных продуктов за пределы защитной оболочки и герметичных помещений в качестве конструктивных методов оптимизации условий эксплуатации выполнено расчетно-экспериментальное обоснование методов и устройств понижения давления для систем локализации аварий с потерей теплоносителя, в том числе:

- системы локализации предельной проектной аварии с «сухими» конденсаторами на основе твердых теплопоглотителей, не изменяющих своего агрегатного состояния при аварии;

- на основе применения в качестве теплопоглотителей эндотермически растворимых веществ и эндотермически плавящихся веществ, не требующих охлаждения при нормальной эксплуатации.

Экспериментально исследована сравнительная эффективность различных теплопоглотителей для систем локализации аварий на АЭС, в том числе с учетом влияния присутствия воздуха и условий распределения пара в конденсаторе.

Основные результаты, представленные в диссертации, опубликованы в следующих работах:

1. С.И. Рясный. Оптимизация условий эксплуатации оборудования и сооружений реакторных установок с водяным теплоносителем. М., Энергоатомиздат, 2006, 464 с.

\f 2. Рясный С.И., Свистунов Е.П., Шанин В.К., Боровский О.В. Устройство для создания гидравлического уплотнения затворной жидкостью вала циркуляционного насоса. Авт. свид. № 555232, Б. И., 1977, № 15. ^ 3. Рясный С.И., Свистунов Е.П., Сорокин Д.Н., Шанин В.К., Гайдуков В.И. Устройство для локализации аварии. Авт. свид. № 606463, Б. И., 1981, № 29.

СХ^Рясный С.И., Шанин В.К., Гайдуков В.И. Сравнение эффективности различных теплопоглотителей для систем локализации аварий на АЭС. J «Теплоэнергетика», № 1, 1982, с. 19-23.

(^/ву^Гайдуков В.И., Шанин В.К., Рясный С.И. Расчет конденсации насыщенного »'пара в керамической засыпке. "Теплоэнергетика", № 2, 1983, с. 36-38.

6. Рясный С.И., Шанин В.К. О выборе теплопоглотителя для системы локализации аварии с потерей теплоносителя на АЭС. Экспресс-информация. Энергетика и электрификация. Серия «Эксплуатация и ремонт оборудования атомных электростанций». Выпуск 3, 1983, с. 1-5. —<{j)Рясный С.И., Гайдуков В.И. Исследование конденсации насыщенного пара на эндотермически растворимом теплопоглотителе. «Теплоэнергетика», № 4, 1989, с. 62-64.

0^8/ Э.С. Сааков, С.И. Рясный. Температурный контроль оборудования реакторной установки энергоблока № 6 АЭС "Козлодуй" на этапе горячей обкатки. "Экспресс-информация". Энергетика и электрификация. Серия "Атомные электростанции", выпуск 5. Информэнерго, Москва, 1991, с. 1-8.

»—Г (^9) Э.С. Сааков, С.И. Рясный. Теплогидравлические измерения верхнего блока реактора ВВЭР-1000 АЭС "Козлодуй". "Экспресс-информация". Энергетика и электрификация. Серия "Атомные электростанции", выпуск 7. Информэнерго, Москва, 1991, с. 1-6.

10. С.И. Рясный, Э.С. Сааков. Влияние различных факторов на повреждаемость термонапряженных патрубков реакторной установки ВВЭР-1000. // Проблемы ресурса и безопасности энергетического оборудования. Институт машиноведения РАН. ФЦНТП ПП «Безопасность», М., 1999, с. 86-95.

11. С.И..Рясный. Анализ и оценка теплогидравлических процессов в узле впрыска в компенсатор давления. // Проблемы ресурса и безопасности энергетического оборудования. Институт машиноведения РАН. ФЦНТП ПП «безопасность», М., 1999, с. 105-115.

12. С.И. Рясный. Оптимизация теплонагруженного состояния дыхательного патрубка компенсатора давления при работе технологических регуляторов. II Проблемы ресурса и безопасности энергетического оборудования. Институт машиноведения РАН. ФЦНТП ПП «Безопасность», М., 1999, с. 96-104.

Авдеев А..А., Зудин Ю.Б., Рясный С.И. Анализ и оценка теплогидравлических процессов в патрубке питательной воды парогенератора ПГВ-

/

1000. 'Теплоэнергетика", № 1, 2004, с. 52-55.

14. Сааков Э.С., Дерий В.П., Рясный С.И. Особенности ввода в эксплуатацию энергоблока № 1 Ростовской АЭС после длительной консервации. Атомные электрические станции России. Полувековой юбилей: Сб. ст. под общ. ред. О.М. Сараева. Москва, 2004, с. 121-129.

15 . Э.С. Сааков, С.И. Рясный, В.П. Дерий. Опыт ввода энергоблоков АЭС в эксплуатацию после длительного простоя и хранения оборудования. Атомные электрические станции. 60 лет атомной промышленности: Сб. ст. под общ. ред. С.И. Антипова. Москва, 2005, с. 55-67.

С.И. Рясный, Э.С. Сааков, В.Ф. Терешин. Проверка эффективности регенеративного теплообменника подпитки-продувки 1 контура реакторной 6 установки ВВЭР-1000. «Тяжелое машиностроение». № 1, 2005, с. 20-22.

17. С.И. Рясный, Э.С. Сааков, A.B. Козлов, C.B. Мамонтов. Теплогидравлические измерения 1 контура при вводе в эксплуатацию энергоблока № 2 Хмельницкой АЭС. 4-я международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Сборник трудов. Подольск. ФГУП ОКБ «Гидропресс», 2005.

18. С.И. Рясный, C.B. Мамонтов. Сравнение эксплуатационных условий термонагруженных узлов реакторных установок В-320 и В-428 в некоторых режимах. 4-я международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Сборник трудов. Подольск. ФГУП ОКБ «Гидропресс», 2005.

<С.И. Рясный, Э.С. Сааков. Экспериментальное обоснование эксплуатационных условий узлов подпитки 1 контура реакторной установки ВВЭР-1000 при вводе в эксплуатацию. «Теплоэнергетика», № 12, 2005, с. 44-49.

20. С.И. Рясный, И.О. Будько, Ю.Ф. Кутдюсов. Обоснование модернизации оборудования систем аварийного охлаждения активной зоны. Материалы 5-й международной научно-технической конференции «Безопасность, эффективность и экономика атомной энергетики». Москва. Концерн «Росэнергоатом», 2006.

21. Э.С. Сааков, С.И. Рясный, В.П. Дерий. Обследование оборудования энергоблока №2 Ростовской АЭС после длительного простоя и хранения. Материалы 5-й международной научно-технической конференции «Безопасность, эффективность и экономика атомной энергетики». Москва. Концерн «Росэнергоатом», 2006.

ViÜ) с и- Рясный, В.П. Дерий, В.М. Козловцев, В.Ф. Терешин. Испытания регенеративного теплообменника подпитки-продувки 1 контура при вводе в о эксплуатацию энергоблока №3 Калининской АЭС. «Тяжелое машиностроение». № 2, 2006, с. 10-13.

.И. Рясный, A.B. Козлов, C.B. Мамонтов. Анализ термоциклов в узлах —подпитки 1 контура реакторной установки ВВЭР-1000 по результатам 6 теплогидравлических измерений. «Тяжелое машиностроение». № 4, 2006, с. 5-9.

24. С.И. Рясный, C.B. Мамонтов. Оптимизация условий эксплуатации узлов подпитки и продувки 1 контура Тяньваньской АЭС. «Тяжелое машиностроение». № £> 9, 2006, с. 6-10.

25. С.И. Рясный. Экспериментальное обоснование условий эксплуатации патрубка питательной воды парогенератора ПГВ-1000. «Электрические станции». № à 5, 2006, с. 21-26.

26. С.И. Рясный. Смягчение теплового удара при пуске систем аварийного охлаждения активной зоны реактора ВВЭР-1000. «Электрические станции». № 8, о 2006, с. 21-23.

27. С.И. Рясный. Влияние постоянной протечки в компенсатор давления на температурное состояние его узлов. «Электрические станции». N9 9, 2006, с. 27-31. ®

28. С.И. Рясный. Аварийное расхолаживание реакторной установки при

непосадке предохранительного клапана компенсатора давления. Изв. вузов. Сев,-

-Г

Кавк. регион. Техн. науки. 2006. № 3, с. 32-37.

29. С.И. Рясный, В.П. Дерий. Обследование оборудования АЭС после длительного простоя и хранения. Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. 2006. Приложение №3, с. 47-56.

30. С.И Рясный. Критерии оптимальности процесса ввода в эксплуатацию энергоблоков АЭС. Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. 2006. Приложение^ №3, с. 56-61.

31. С.И. Рясный, C.B. Мамонтов. Натурные исследования термонапряженного состояния патрубка питательной воды парогенератора ПГВ-1000. 7-й международный семинар по горизонтальным парогенераторам. Сборник трудов. Подольск. ФГУП ОКБ «Гидропресс», 2006.

32. С.И. Рясный, Э.С. Сааков, В.П. Дерий. Задачи оптимизации при испытаниях оборудования и сооружений реакторных установок АЭС в период ввода в эксплуатацию. Атомные электрические станции. 20 лет после аварии на Чернобыльской АЭС: Сб. ст. под общ. ред. С.А. Обозова. Москва, 2006.

Перечень принятых сокращений и условных обозначений.

Введение.

Глава 1. Условия эксплуатации и ресурс оборудования и сооружений

1.1. Виды нагрузок и нагружаемые элементы РУ.

1.2. Проектные ограничения и учет циклов нагружения оборудования РУ.

1.3. Испытания и ресурс узлов и элементов РУ.

1.4. Совершенствование объема и состава испытаний.

1.5. Эксплуатационный контроль ресурса.

1.6. Оптимизация условий эксплуатации оборудования и сооружений при испытаниях.

1.7. Цели и условия эксплуатации РУ в период пусконаладочных испытаний.

1.8. Критерии оптимальности процесса ввода в эксплуатацию.

1.9. Натурные исследования нагрузок и напряженного состояния реакторной установки в режимах эксплуатации и испытаний

1.10. Основные направления и задачи диссертационного исследования.

Глава 2. Управление ресурсными характеристиками оборудования и сооружений АЭС после длительного простоя и хранения.

2.1. Обследование и управление ресурсными характеристиками оборудования и сооружений после длительного простоя и хранения.

2.2. Визуальное обследование.

2.3. Сопоставительный анализ и компенсирующие мероприятия

2.4. Инструментальное обследование текущего технического состояния.

2.5. Анализ результатов визуального и инструментального обследования.

2.6. Установление определяющих параметров технического состояния и критериев предельного состояния.

2.7. Оценка остаточного ресурса элементов оборудования.

2.8. Управление ресурсными характеристиками при вводе в эксплуатацию энергоблоков №№ 1 и 2 Ростовской АЭС.

Глава 3. Оптимизация условий эксплуатации термонапряженных узлов реакторной установки ВВЭР-1000 при вводе в эксплуатацию.

3.1. Термонапряженное состояние оборудования РУ.

3.2. Патрубок питательной воды парогенератора.

3.3. Узлы подпитки 1 контура РУ В-320.

3.4. Анализ термоциклов в узлах подпитки 1 контура по результатам теплогидравлических измерений.

3.5 Исследование тепловой эффективности регенеративного теплообменника подпитки-продувки.

3.6. Оптимизация условий эксплуатации узлов подпитки и продувки 1 контура РУ В-428.

3.7. Сравнение условий эксплуатации системы компенсации давления и пассивной части САОЗ реакторных установок

В-320 и В-428.

3.8. Влияние различных факторов на повреждаемость термонагруженных узлов РУ.

Глава 4. Исследование условий эксплуатации системы компенсации давления.

4.1. Теплогидравлические процессы в узле впрыска в компенсатор давления.

4.2. Тепло- и массообмен на свободной поверхности пленочного потока жидкости.

4.3. Расчетно-экспериментальное обоснование оптимизации термонапряженного состояния дыхательного патрубка КД.

4.4. Влияние и значение точности поддержания постоянной протечки в КД.

4.5. Поддержание уровня в компенсаторе давления.

Глава 5. Экспериментальное исследование и оптимизация режимов с тепловыми ударами в оборудовании РУ.

5.1. Тепловые удары в оборудовании РУ.

5.2. Охрупчивание корпуса реактора.

5.3. Экспериментальный контроль в режиме аварии «непредусмотренное открытие предохранительного клапана

КД с последующей непосадкой».

5.4. Смятение теплового удара при пуске систем аварийного охлаждения активной зоны реактора ВВЭР-1000.

5.5. Тепловые удары в оборудовании РУ в режимах обесточивания собственных нужд и полного обесточивания АЭС.

Глава 6. Оптимизация процессов конденсации пара в аварийных режимах с потерей теплоносителя 1 контура.

6.1. Локализация аварии с потерей теплоносителя первого контура.

6.2. Система оболочки с ледовым конденсатором.

6.3. Система понижения давления с «сухим конденсатором».

6.4. Расчет конденсации насыщенного пара в керамической засыпке.

6.5. Повышение эффективности систем понижения давления с «сухими» конденсаторами.

6.6. Сравнение эффективности различных теплопоглотителей ; для систем локализации аварий на АЭС.

6.7. Исследование сравнительной эффективности теплопоглотителей в присутствии воздуха и в зависимости от условий распределения пара в конденсаторе.

6.8. Расчет конденсации насыщенного пара в емкости с эндотермически растворимым теплопоглотителем.

6.9. Экспериментальное исследование конденсации насыщенного пара в емкости с эндотермически растворимым теплопоглотителем.

Прочность является важнейшим свойством конструкций АС, практически полностью определяющим их ресурсоспособность, надежность и безопасность. Сохранение прочности во время эксплуатации (ресурс) являются главным условием работоспособности и безопасности эксплуатации сосудов и трубопроводов давления, а также сооружений, предназначенных для работы под избыточным давлением, таких как защитные оболочки.

Безопасность АС обеспечивается наличием 4-х барьеров безопасности и наличием дополнительных специальных систем безопасности (например САОЗ). Для того, чтобы эти барьеры безопасности и системы безопасности выполняли свои функции, необходимо, чтобы они обладали прочностью и ресурсоспособностью.

Важнейшим условием безопасности ядерной энергетической установки является предотвращение выхода радиоактивных веществ в окружающую среду. В рекомендациях МАГАТЭ предлагается суммарную вероятность разгерметизации сосудов и трубопроводов первого контура и защитной оболочки (контайнмента) с выходом с газообразных радиоактивных веществ в атмосферу принимать на уровне не более 10" (реактор-год)"1. При этом вероятность разгерметизации контайнмента принимается на уровне Рзо=Ю"1, что означает, что вероятность разгерметизации первого контура может быть принята на уровне Рц<«10"5 (реактор-год)"1, т.е. ресурс безопасной эксплуатации в вероятностном аспекте может быть определен как время, в течение которого обеспечиваются условия прочности в виде

Рзо^[Рзо]=Ю"1

P1k<[Pik]=10-5, где [Рзо] и [Рж] - допустимые уровни вероятности разгерметизации (разрушения) защитной оболочки и первого контура, соответственно.

При таком рассмотрении элементами, обеспечивающими предотвращение выхода радиоактивных веществ, являются сосуды и трубопроводы первого контура и защитная оболочка (система локализации аварии). В обеспечении целостности этих элементов важнейшее значение имеет оптимизация условий их эксплуатации и управление их ресурсными характеристиками.

Частные задачи, относящиеся к проблеме оптимизации условий эксплуатации оборудования и сооружений АЭС, решались и решаются различными авторами в течение многих лет. Однако комплексный подход к данной многоплановой научно-технической проблеме в целом не применялся, что приводило к упущениям в разработке ряда важных задач, относящихся к данной проблеме.

Станционные трубопроводные системы и узлы, работающие под давлением в условиях воздействия переменных температур и агрессивных сред, могут рассматриваться как потенциально опасные объекты, провоцирующие при определенных обстоятельствах возникновение аварийных ситуаций или вынужденные остановы энергоблоков.

В числе основных причин повреждений трубопроводов и сосудов АС - вибрации, коррозия, эрозия, термическая усталость, высокие и интенсивные напряжения, дефекты изготовления.

Помимо качественного изготовления и периодического контроля надежная и безопасная работа высоконагруженных узлов реакторной установки определяется тем, как при разработке, проектировании и вводе в эксплуатацию учтены все особенности поведения РУ в целом и отдельных ее элементов в различных режимах и состояниях, как сформулированы требования к ведению технологических процессов и к регулированию некоторых параметров.

В зарубежной практике разработки и проектирования реакторных установок значительные преимущества отданы расчетным методам, когда расчет выполняется по данным гидродинамического и теплогидравлического анализа работы РУ. Прямые натурные исследования, проведенные на оборудовании РУ при пусконаладочных работах и эксплуатации, особенно при переходных и динамических режимах, показали, что расчётные методы могут давать значительные погрешности в определении величин амплитуд локальных напряжений и коэффициентов асимметрии. Это вызвано сложностью назначения граничных условий, высокой трехмерностью и сложным характером распределения напряжений, особенно в зонах конструктивных неоднородностей, и неоднородностью механических свойств в местах сварки и наплавки. При этом погрешности в определении величин напряжений в единицы и десятки процентов приводят к погрешностям оценки ресурса в десятки и сотни раз.

В отличие от зарубежных исследований, при создании отечественных РУ исключительно большое внимание уделяется комплексным экспериментально-аналитическим исследованиям, преимущественно на уменьшенных или фрагментарных моделях.

Ввиду сложного конструктивного исполнения многих узлов РУ и многообразия их напряженного состояния в различных режимах эксплуатации задачи обеспечения прочности и надежности оборудования требуют применения комплексных экспериментальных исследований процессов также и в натурных условиях на АЭС. Только эти исследования позволяют проверить, уточнить или подтвердить результаты, полученные расчетным путем и на уменьшенных моделях, определить особенности, связанные с реальной конструкцией и реальными условиями эксплуатации, выявить несоответствия эксплуатации РУ проектным условиям, влияющие на прочность оборудования, а также провести анализ возможных недостатков принятой технологии эксплуатации и разработать практические рекомендации по их устранению.

Хорошо известны разработки ОКБ "Гидропресс" и Института машиноведения РАН по натурным исследованиям процессов на реакторных установках. Такие разработки по внутриреакторным экспериментальным исследованиям были и остаются уникальными в мировой практике. Однако из-за сложности и трудностей организации и выполнения комплексных экспериментальных исследований процессов в натурных условиях на АЭС известные результаты исследований не охватывают многие важные в практическом отношении задачи, либо носят приближенный характер.

Настоящая работа выполнялась автором с середины 70-х годов прошлого века и начиналась с решения частных задач. В процессе практической работы автором было показано, что натурные испытания оборудования обладают значительным, но в малой степени реализованным потенциалом для экспериментального исследования технологических процессов с целью установления связей особенностей технологии эксплуатации оборудования и его ресурса и последующей оптимизации условий эксплуатации и ресурса этого оборудования.

Существующие системы локализации аварий с потерей теплоносителя полного давления (защитные оболочки) обладают существенной капитало- и материалоемкостью вследствие значительного избыточного давления пара, развивающегося в них при аварии. Существующие пассивные системы понижения давления для этих систем также обладают недостатками, связанными с необходимостью поддержания их рабочего агрегатного состояния (ледяные конденсаторы), либо с необходимостью преодоления значительного гидравлического сопротивления, а также возможностью возникновения ударных нагрузок в начальный момент аварии (барботажные системы). Автором была показана актуальность преодоления этих недостатков путем разработки методов повышения эффективности систем понижения давления на основе применения в качестве теплопоглотителей эндотермически растворимых веществ и эндотермически плавящихся веществ, не требующих охлаждения при нормальной эксплуатации. Данные разработки не теряют своей актуальности в связи с необходимостью совершенствования проектов и повышения конкурентоспособности современных АЭС.

Методы оптимизации условий эксплуатации могут быть как технологическими (касающимися технологии эксплуатации), так и конструктивными (имеющими дело с изменениями конструкций и устройств), а также контрольно-технологическими (касаться совершенствования методов технологического контроля эксплуатационных процессов).

Применительно к оборудованию реакторной установки данная работа посвящена в основном технологическим, а также некоторым контрольно-технологическим вопросам оптимизации условий эксплуатации и ресурса этого оборудования.

Применительно к системам локализации аварий (защитным оболочкам) работа посвящена конструктивным методам оптимизации условий эксплуатации: исследованию и разработке систем понижения давления в устройствах локализации аварий с потерей теплоносителя. Применительно к аварийным режимам задача оптимизации условий эксплуатации состоит в смятении условий протекания аварий наиболее оптимальными способами. Вследствие невозможности проведения натурных экспериментов в наиболее тяжелых аварийных режимах, для обоснования технических решений по оптимизации условий протекания этих режимов приходится ограничиваться расчетными методами и экспериментами на моделях (стендах).

Особого рассмотрения заслуживает относительно новая задача управления ресурсными характеристиками оборудования и сооружений АЭС, подвергнутых моральному и физическому старению после длительного простоя и хранения, с целью обоснования возможности и оптимизации их применения при вводе в эксплуатацию. Актуальность такой задачи возникла в связи с приостановкой строительства новых энергоблоков АС и остановкой действующих (Армянская АЭС) после Чернобыльских событий и последующим возобновлением строительства (эксплуатации).

Оборудование, подвергнутое длительному простою и хранению, кроме дополнительной оценки и обоснования его остаточного ресурса, может нуждаться в разработке и реализации компенсирующих мероприятий, обеспечивающих возможность эксплуатации этого оборудования, в разработке требований к дальнейшему управлению ресурсными характеристиками элементов оборудования, в решении вопросов об оптимальных режимах и условиях эксплуатации в составе систем энергоблоков.

Актуальность тематики управления ресурсными характеристиками оборудования и сооружений АЭС определяется также и все более возрастающей потребностью в решении аналогичных проблем при продлении срока эксплуатации действующих энергоблоков.

Задачи оптимизации условий эксплуатации непосредственно связаны с задачами контроля и управления ресурсными характеристиками, возникающими при вводе в эксплуатацию и эксплуатации АС, с методами и технологиями оценки, контроля и обеспечения ресурсоспособности конструкций во время их эксплуатации. Необходимость решения такого рода задач обусловлена и нынешней неэффективностью существующей системы эксплуатационного контроля, которая приводит к непредсказуемости фактического ресурса эксплуатации конкретного элемента конструкции АС и неоправданно высоким материальным затратам, связанным с контролем и восстановлением ресурсоспособности поврежденных элементов конструкций АС.

Преждевременное и часто непредсказуемое исчерпание ресурса ведет к сверхплановым простоям оборудования, снижению КИУМ, снижению экономической эффективности АЭС, а главное, создает угрозу безопасности персоналу, окружающей среде и населению.

Проблема оптимизации условий эксплуатации в настоящей работе решалась от частного к общему. Обобщая все вышеуказанные вопросы, можно сформулировать:

Оптимизация условий эксплуатации - это многогранная проблема долгосрочного порядка, включающая обеспечение, сохранение и оптимизацию ресурса оборудования, обеспечение и повышение безопасности, надежности и экономичности оборудования, сооружений систем безопасности энергоблока, а также живучести энергоблока при наличии внутренних и внешних воздействий, не предусмотренных условиями нормальной эксплуатации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В результате систематизации и обобщения многолетнего опыта решения автором широкого круга задач по оптимизации условий эксплуатации оборудования и сооружений реакторных установок с водяным теплоносителем сформулирована и разработана актуальная научно-техническая проблема оптимизации условий эксплуатации реакторных установок в качестве важнейшей части общей проблемы обеспечения ресурсоспособности, надежности и безопасности конструкций во время эксплуатации АС.

Процесс ввода в эксплуатацию энергоблока АЭС впервые рассмотрен как специфический процесс оптимизации условий эксплуатации и управления ресурсными характеристиками оборудования и сооружений. В обобщенном виде продемонстрированы возможности процесса ввода в эксплуатацию для решения задач оптимизации ресурса и повышения безопасности оборудования и сооружений АЭС.

Проблема оптимизации условий эксплуатации, тесно связанная с проблемой оптимизации ресурса, разработана в трех направлениях:

1.1. Разработан и обоснован метод оптимизации условий эксплуатации и ресурса оборудования при комплексных экспериментальных исследованиях технологических процессов в натурных условиях на АЭС при вводе энергоблока в эксплуатацию путем установления связей особенностей технологии эксплуатации оборудования и его ресурса. С использованием разработанного метода выполнено натурное экспериментальное обоснование и оптимизация условий эксплуатации ряда наиболее напряженных узлов реакторных установок и оптимизирован их ресурс;

1.2. Разработано управление ресурсными характеристиками оборудования и сооружений АЭС после длительного простоя и хранения, связанное с моральным и физическим старением оборудования и конструкций за этот период и, как следствие, необходимостью обоснования и оптимизации их ресурса при использовании в составе АЭС;

1.3. Разработаны новые методы оптимизации условий эксплуатации систем локализации аварий с потерей теплоносителя путем понижения давления пара в этих системах.

2. Обоснованы задачи оптимизации при испытаниях оборудования и сооружений реакторных установок АЭС в период ввода в эксплуатацию:

- оптимизация эксплуатационных условий оборудования и сооружений;

- оптимизация объема и состава испытаний;

- оптимизация последовательности пусконаладочных испытаний;

- оптимизация ресурса;

- оптимизация затрат при выполнении испытаний.

Разработан и реализован обобщенный алгоритм оптимизации эксплуатационных условий оборудования и сооружений при испытаниях.

Рассмотрены цели и условия эксплуатации энергоблока АЭС в период пусконаладочных испытаний. Показано, что процесс ввода в эксплуатацию является разновидностью процесса эксплуатации, имеющей свои характерные особенности, связанные с отличием цели процесса: цель максимальной выработки электроэнергии заменяется целью выполнения необходимого объема испытаний, обосновывающего надежную, безопасную и экономичную промышленную эксплуатацию энергоблока.

Вследствие сходства процессов эксплуатации и ввода в эксплуатацию на процесс ввода в эксплуатацию распространена полумарковская модель эксплуатации и предложены критерии оптимальности процесса ввода в эксплуатацию энергоблоков АЭС, основанные на этой модели.

3. В систематизированной форме разработаны вопросы управления ресурсными характеристиками оборудования и сооружений АЭС при вводе в эксплуатацию после длительного простоя и хранения, в том числе:

Разработан и реализован обобщенный алгоритм управления ресурсными характеристиками оборудования и сооружений АЭС после длительного простоя и хранения;

Разработаны, обоснованы и реализованы технические решения по вопросам выполнения компенсирующих мероприятий в случаях морального старения оборудования;

В соответствии с указанным алгоритмом выполнены работы по управлению ресурсными характеристиками оборудования энергоблоков №1 и №2 Ростовской АЭС.

4. Выполнено комплексное экспериментальное обоснование оптимальных условий эксплуатации узлов питательной воды парогенератора ПГВ-1000, в том числе:

Экспериментально обоснованы и рекомендованы оптимальные для термонапряженного состояния узлов питательной воды условия эксплуатации системы питательной воды в переходных режимах.

Объяснен теплогидравлический механизм парообразования в тракте питательной воды и пульсаций температуры в патрубке питательной воды парогенератора при нагрузках до 4% номинальной.

Экспериментально обоснована возможность длительной работы энергоблока с реакторной установкой ВВЭР-1000 на мощности 1-5% номинальной путем оптимизации настроек регуляторов питания ПГ, технологического конденсатора и БРУ-К и снижения уровня термопульсаций в патрубке питательной воды парогенератора.

5. Выполнено комплексное экспериментальное обоснование оптимальных условий эксплуатации термонапряженных узлов системы подпитки-продувки 1 контура РУ ВВЭР-1000, в том числе:

Натурными экспериментами обоснованы новые уточненные требования к условиям эксплуатации патрубков подпитки 1 контура реакторной установки ВВЭР-1000 в стационарных, переходных и динамических режимах. Определены условия, при которых температурный перепад на патрубках подпитки в некоторых динамических режимах может превышать установленные проектные ограничения, даны рекомендации по введению соответствующих проектных допущений.

В связи с решением проблемы нарушения тепловой эффективности регенеративных теплообменников подпитки-продувки 1 контура реакторной установки, отмечавшейся на нескольких энергоблоках АЭС с ВВЭР-1000, разработана и применена при оценке эффективности РТО по результатам испытаний методика, включающая оценку соответствия теплообменника его расчетным характеристикам по разности температур продувочной и подпиточной воды, полученным по методике конструкторского расчета теплообмена, с учетом ТУ на теплообменник, проектных критериев по термонапряженному состоянию патрубков подпитки и известных сравнительных данных, по эффективности РТО на различных блоках АЗС.

Для анализа превышающих проектные критерии термоциклов в узлах подпитки 1 контура реакторной установки ВВЭР-1000 в режимах, связанных с отключением всех ГЦН, использованы результаты теплогидравлических измерений реактора и первого контура, а также данные гидравлических расчетов трубопроводов подпитки. Установлены факторы, определяющие зарегистрированные отличия в поведении температур патрубков подпитки 1 контура.

В связи с существенными отличиями системы подпитки-продувки реакторной установки ВВЭР-1000 проекта В-428, впервые примененного на Тяньваньской АЭС в Китае, и выявлением значительных отклонений от проектных условий эксплуатации узлов системы, на данной АЭС выполнено натурное экспериментальное обоснование условий эксплуатации термонапряженных узлов данной системы. В процессе обоснования разработаны и реализованы решения по оптимизации условий эксплуатации узлов подпитки и продувки, эффективность которых подтверждена при последующих испытаниях на дальнейших этапах ввода энергоблока в эксплуатацию.

6. Экспериментально исследованы особенности условий эксплуатации отличающихся по компоновке систем РУ В-428 и РУ В-320.

Подтверждены преимущества более высокого расположения компенсатора давления РУ В-428 и исключения гидрозатвора, имеющегося в РУ В-320. Вследствие этого сведены к минимуму термическое расслоение в соединительном трубопроводе и колебания температур под воздействием регулятора уровня в КД.

В связи с более высоким расположением емкостей САОЗ относительно реактора в РУ В-428 тупиковые опускные участки трубопроводов пассивной части САОЗ отсутствуют и прогрев различных участков трубопроводов обеспечивается более равномерно, в отличие от РУ В-320 специальных мероприятий по прогреву указанных трубопроводов не требуется.

7. Выполнено комплексное расчетно-экспериментальное обоснование оптимальных условий эксплуатации наиболее подверженной нестационарным термическим нагрузкам системы компенсации давления РУ ВВЭР-1000, в том числе:

Выполнен анализ теплогидравлических процессов, происходящих в системе компенсации давления и вызывающих резкие изменения температуры в патрубке впрыска, позволивший объяснить полученные результаты термоконтроля патрубка впрыска в стационарных и переходных состояниях путем установления связей между изменениями состояний РУ и изменениями расхода впрыска.

Применительно к случаю течения через патрубок впрыска постоянной протечки рассмотрены методы решения задачи о конденсации пара на поверхности пленки жидкости, свободно стекающей по теплоизолированной стенке, в том числе для ламинарного и турбулентного течений.

Путем расчетного моделирования процессов оценены условия, при которых возможно снижение уровня температурных колебаний в дыхательном патрубке компенсатора давления до проектных значений. В соответствии с этими условиями оптимизированы с последующим экспериментальным подтверждением параметры настройки регуляторов БРУ-К и технологического конденсатора, что позволило добиться оптимизации нестационарных температурных воздействий на патрубок и снизить его эксплуатационную повреждаемость.

Выполненными расчетами и натурными экспериментами подтверждено, что наличие и точность поддержания проектной величины постоянной протечки в КД имеет существенное значение не только для выравнивания концентрации борной кислоты и химреагентов в первом контуре и в КД и оптимального расхода мощности на работу ТЭН, но и для обеспечения оптимальных температурных условий работы патрубка впрыска, дыхательного патрубка и дыхательного трубопровода КД. Уточнена методика определения расхода постоянной протечки по методу тепловых балансов путем исключения погрешности, связанной с неучетом тепловых потерь с поверхности КД через теплоизоляцию.

С точки зрения термического нагружения наиболее неблагоприятными режимами для металла корпуса КД являются режимы разогрева и расхолаживания, в которых происходит увеличение перепада температур по высоте КД вследствие различных условий теплообмена в верхней и нижней частях корпуса. Экспериментально обоснована возможность смягчения проектных требований по допустимым перепадам температур по высоте КД в данных режимах.

8. В результате разработки метода оптимизации условий эксплуатации и ресурса оборудования при комплексных экспериментальных исследованиях технологических процессов в' натурных условиях на АЭС при вводе энергоблока в эксплуатацию путем установления связей особенностей технологии эксплуатации оборудования и его ресурса получены практические приложения общего характера, в том числе:

Экспериментально обоснованы и реализованы технические решения и изменения инструкций по эксплуатации, позволившие оптимизировать эксплуатационные условия работы наиболее теплонапряженных узлов РУ и снизить их повреждаемость вследствие температурных нагрузок.

Впервые на энергоблоке № 6 АЭС "Козлодуй" систематизирован и оценен вклад различных факторов в потерю ресурса контролируемого оборудования вследствие воздействия температурных нагрузок на отдельных этапах ПНР и в целом за период ввода блока в эксплуатацию. Полученные данные применены для оценки эффективности принятых решений по оптимизации условий эксплуатации оборудования.

Экспериментально обоснованы и введены в новой редакции проектной Программы и методики контрольного термометрирования изменения в проектные критерии успешности испытаний, учитывающие реальные процессы, неизбежные при проведении режимов. Изменения обоснованы расчетами прочности, выполненными разработчиком проекта РУ.

Разработана автоматизированная система контроля и учета термоциклов на узлах реакторной установки ВВЭР-1000 с программным обеспечением, основанным на базе данных по выполненным расчетам прочности контролируемых наиболее термонапряженных узлов для максимально возможного количества вариантов изменений напряженных состояний РУ.

9. Выполнено экспериментальное исследование и оптимизация режимов с тепловыми ударами в оборудовании РУ.

Выполнено натурное термо- и тензометрирование оборудования реакторной установки ВВЭР-1000 в режиме аварийного расхолаживания при непосадке предохранительного клапана компенсатора давления. С использованием системы экспериментального контроля воссоздан ход аварийного режима и определены места оборудования, которые больше всего подверглись температурным воздействиям. Определены значения этих воздействий.

Даны рекомендации по оптимизации управления рассмотренным аварийным режимом с целью снижения температурных воздействий с учетом наличия в реакторе имитационной активной зоны.

Натурными экспериментами обоснованы предложения по оптимизации температурных условий аварийного охлаждения активной зоны с целью обеспечения хрупкой прочности корпуса реактора:

Экспериментально показана неэффективность существующего проектного обогрева гидроемкостей САОЗ. Выявлены недостатки систем обогрева баков запаса борного раствора, примененных в проекте реакторной установки В-428. Предложены способы обогрева гидроемкостей и баков с организацией в емкостях (баках) естественной циркуляции. Один из способов реализован на АЭС.

Рассмотрены тепловые удары в оборудовании РУ в режимах обесточивания собственных нужд и полного обесточивания АЭС. Разработано устройство для аварийного уплотнения вала ГЦН в режиме обесточивания собственных нужд.

10. В качестве конструктивных методов оптимизации условий эксплуатации выполнено расчетно-экспериментальное обоснование методов и устройств понижения давления для систем локализации аварий с потерей теплоносителя, в том числе:

Для снижения воздействия давления пара, развивающегося при аварии с потерей теплоносителя 1-го контура, и повышения безопасности путем снижения вероятности выхода радиоактивных продуктов за пределы защитной оболочки и герметичных помещений исследованы и разработаны системы понижения давления пара при аварии с потерей теплоносителя 1-го контура.

Выполнены расчетные и экспериментальные исследования системы локализации предельной проектной аварии с «сухими» конденсаторами на основе твердых теплопоглотителей, не изменяющих своего агрегатного состояния при аварии.

Вследствие ограниченной эффективности систем с «сухими» конденсаторами разработаны методы повышения эффективности систем понижения давления на основе применения в качестве теплопоглотителей эндотермически растворимых веществ и эндотермически плавящихся веществ, не требующих охлаждения при нормальной эксплуатации. Выполнены расчетные и экспериментальные исследования конденсации насыщенного пара в системах с этими теплопоглотителями.

Экспериментально исследована сравнительная эффективность различных теплопоглотителей для систем локализации аварий на АЭС, в том числе с учетом влияния присутствия воздуха и условий распределения пара в конденсаторе.

11. В результате выполненных диссертационных исследований решена в основном сформулированная выше научно-техническая проблема.

Вместе с тем выявлены направления дальнейших исследований, которые могут стать задачами для решения их в научно-исследовательских работах. Важными остаются задачи дальнейшего совершенствования условий эксплуатации узлов подпитки и продувки 1 контура в режимах, связанных с обесточиванием ГЦН, разработки методов и средств контроля расхода постоянной протечки в КД, совершенствования состава, программ и критериев испытаний, автоматизированного контроля ресурса, внедрения разработанных методов повышения эффективности систем понижения давления при аварии с потерей теплоносителя и до.

1. С.И. Рясный. Оптимизация условий эксплуатации оборудования и сооружений реакторных установок с водяным теплоносителем. М., Энергоатомиздат, 2006,464 с.

2. Температурные измерения элементов оборудования реакторной установки В-320 энергоблока № 6 АЭС "Козлодуй". Рясный С.И., Молев Ю.В. Отчет. «Атомтехэнерго». г. Козлодуй, 1993.

3. Курт Фишер. Новые системы диагноза и методы испытаний. Доклад на симпозиуме фирмы КВУ. Москва, август 1984г.

4. Gilpin D. Assessing when equipment will need replacing. "Nuclear engineering international", 1987, v. 32, № 396, p. 42-47.

5. Гетман А.Ф. Ресурс эксплуатации сосудов и трубопроводов АЭС. М.: Энергоатомиздат. 2000, 427 с.

6. Гетман А.Ф., Махутов Н.А., Дранченко Б.Н. и др. Способ определения напряженного состояния конструкций энергетического оборудования. Авторское свидетельство № 166205, Б. И., 1996г., № 25.

7. Острейковский В.А. Эксплуатация атомных станций. М., Энергоатомиздат, 1999,928 с.

8. С.И. Рясный. Критерии оптимальности процесса ввода в эксплуатацию энергоблоков АЭС. Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. 2006. Приложение № 3, с. 5661.

9. Дранченко Б.Н., Пригоровский Н.И. Исследование напряжений в главных циркуляционных трубопроводах Нововоронежской атомной электростанции. //Исследование температурных напряжений. М., Наука, 1972, с. 183-208.

10. Махутов Н.А., Стекольников В.В., Фролов К.В. и др. Конструкции и методы расчета водо-водяных энергетических реакторов. М., Наука, 1987, 231 с.

11. Котов Ю.В., Кротов В.В., Филиппов Г.А. Оборудование атомных электростанций. М., Машиностроение, 1982, 357 с.

12. Дайчик М.Л., Пригоровский Н.И., Хуршудов Г.Х. Методы и средства натурной тензометрии. М., Машиностроение, 1989, 240 с.

13. Махутов Н.А., Фролов К.В., Стекольников В.В. и др. Прочность и ресурс водо-водяных энергетических реакторов. М., Наука, 1988, 310 с.

14. Методы и результаты исследований напряженного состояния реакторной установки ВВЭР-1000 при эксплуатации. Серия "Научно-технический прогресс в машиностроении", выпуск 36. Москва, 1992,116 с.

15. В.И. Борткевич, Ю.К. Михалев, Н.И. Пригоровский, Г.Х. Хуршудов. Натурные иследования напряжений в корпусах реакторов атомных электростанций.//Исследование температурных напряжений. М., Наука, 1972, с. 176-182.

16. Дранченко Б.Н., Драгунов Ю.Г., Портнов Б.Б., Селезнев А.В. Экспериментальные исследования напряженного состояния и прочности оборудования ВВЭР. М.: ИКЦ «Академкнига», 2004. 640 с.

17. Модельные исследования и натурная тензометрия энергетических реакторов / Н.А. Махутов, К.В. Фролов, Ю.Г. Драгунов и др. М.: Наука, 2001, 293 с.

18. Установка реакторная В-320. Отчет по результатам тензо- термометрии оборудования реакторной установки энергоблока № 5 АЭС "Козлодуй". Гущик И.А., Грищенко Л.В., Дранченко Б.Н., Усанов А.И. и др. 320.00.00.00.000 ПМ2-0-7. ГКАЭ, ОКБ "Гидропресс", 1989.

19. Экспериментальное исследование напряженно-деформированного состояния и прочности оборудования реактора ВВЭР-1000 в период пуска и освоения мощности. № ОЭ-2444/87. М.: ВНИИАЭС, 1987.

20. Коршунов А.С., Мармер М.Л., Серик В.И. Метод определения пропускной способности и протечек через предохранительные клапаны компенсатора объема. "Энергетик", №3,1979, с.11.

21. Коршунов А.С., Мальцев Б.К. Реальные характеристики парового компенсатора объема при положительном возмущении. Энергетика и электрификация. Сер. Эксплуатация и ремонт оборудования атомных электростанций. Экспресс-информация, вып. 2,1982, с.1-5.

22. Коршунов А.С., Мальцев Б.К. Возможные методы улучшения маневренных характеристик компенсатора дпавления АС с ВВЭР. "Энергетик", № 4,1986, с. 1-2.

23. Коршунов А.С., Мальцев Б.К. Экспериментальное исследование и математическое моделирование процессов в паровом компенсаторе давления. "Теплоэнергетика", № 6,1986, с.71-72.

24. Коршунов А.С. Исследование компенсатора давления АС с ВВЭР и разработка метода обоснования его основных характеристик и режимов работы. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. ВТИ, Москва, 1986.

25. Коршунов А.С., Мальцев Б.К. Система компенсации давления атомной энергетической установки. А. С. N 1017108, Б. И., № 48,1985.

26. Программа и методика испытаний. Программа и методика измерения напряжений, вибраций, перемещений, 187.00.00.00.000ПМ2, ГКАЭ, ОКБ "Гидропресс", 1978.

27. Программа и методика испытаний. Программа и методика измерения напряжений, вибраций, перемещений, 302.00.00.00.000ПМ2, ГКАЭ, ОКБ "Гидропресс", 1980.

28. Установка реакторная В-320. Программа и методика испытаний, часть 3. Измерение температур, напряжений, вибраций, перемещений, 320.00.00.00.000ПМ2, ГКАЭ, ОКБ "Гидропресс", 1983.

29. Установка реакторная В-320. Программа и методика испытаний. Часть 3. Контрольное термометрирование оборудования и динамические измерения внутрикорпусных устройств реактора 320.00.00.00.000ПМ2.1, ГКАЭ, ОКБ "Гидропресс", 1988.

30. Установка реакторная В-320. Температурные измерения основного оборудования. Типовая программа. 320.00.См ПМ. Атомэнергоэкспорт. 1990.

31. Положение по управлению ресурсными характеристиками элементов энергоблока АС. РД-ЭО-0281-01. Концерн «Росэнергоатом». Москва, 2001г.

32. Инструкция. Определение механических свойств металла оборудования АЭС безобразцовыми методами. ОЭ-1391/82. М.: ВНИИАЭС, 1982.

33. Марковец. М.П. Определение механических свойств металла по твердости. М.: Машиностроение, 1979.

34. Временная методика расчета остаточного циклического ресурса оборудования на АЭС. М.: ВНИИАЭС, НИКИЭТ, 1991.

35. Методические рекомендации по применению временной методики расчета остаточного циклического ресурса оборудования на АЭС. М.: ВНИИАЭС, 1991.

36. Методика расчета допускаемых несплошностей металла во время эксплуатации АЭС. М-02-91. М.: ВНИИАЭС, НИКИЭТ, ЦНИИТМАШ, ИМАШ. 1991.

37. Паламарчук А.В., Петров А.Ю., Дерий В.П., Шестаков Н.Б. Опыт строительства и ввода в эксплуатацию энергоблока № 1 Ростовской АЭС. "Теплоэнергетика", № 5, 2003.

38. Сааков Э.С., Дерий В.П., Рясный С.И. Особенности ввода в эксплуатацию энергоблока № 1 Ростовской АЭС после длительной консервации. Атомные электрические станции России. Полувековой юбилей: Сб. ст. под общ. ред. О.М. Сараева. Москва, 2004, с. 121-129.

39. Н.Б. Трунов, С.А. Логвинов, Ю.Г. Драгунов. Гидродинамические и теплохимические процессы в парогенераторах АЭС с ВВЭР. М.: Энергоатомиздат, 2001.

40. Э.С. Сааков, Е.П. Свистунов, Н.Б. Трунов. Комплексные испытания парогенератора ПГВ-1000. В сб. «Некоторые особенности пуска и эксплуатации АЭС» под общей редакцией Э.С. Саакова, ч. 1, Информэнерго, Москва, 1991, с. 4-17.

41. Э.С. Сааков, Е.П. Свистунов, Н.Б. Трунов. Методика расчета распределения растворимых примесей в парогенераторе ПГВ-1000. В сб. «Некоторые особенности пуска и эксплуатации АЭС» под общей редакцией Э.С. Саакова. Информэнерго, Москва, 1991, с. 3042.

42. Экспериментальное обоснование, испытания и внедрение новой сепарационной схемы на парогенераторах блоков АЭС с ВВЭР-1000 / Нигматулин Б.И., Агеев А.Г., Блинков В.Н. и др. Электрические станции, № 3, 2003, с. 16-22.

43. Богачев А.В., Галиев Р.С. Внедрение на энергоблоке № 1 Ростовской АЭС системы автоматизированного контроля остаточного ресурса оборудования и трубопроводов реакторной установки. "Теплоэнергетика", № 5, 2003.

44. С.И. Рясный, В.П. Дерий. Обследование оборудования АЭС после длительного простоя и хранения. Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. 2006. Приложение № 3, с. 4756.

45. НП-044-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, для объектов использования атомной энергии. Ростехнадзор. 2003.

46. НП-045-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды для объектов использования атомной энергии. Ростехнадзор. 2003.

47. НП-046-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов для объектов использования атомной энергии. Ростехнадзор. 2003.

48. НП-036-02. Правила устройства и эксплуатации систем вентиляции важных для безопасности атомных станций. Ростехнадзор. 2003.

49. ПНАЭ Г-7-008-89. Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с изм. № 1 от 27.12.99). ГАЭН СССР. 1989г.

50. ПНАЭ Г-7-009-89. Оборудование и трубопроводы атомных энергетических установок. Сварка и наплавка. Основные положения. ГАЭН СССР. 1989г. С изм. №1 от 01.09.2000.

51. ПНАЭ Г-7-010-89. Оборудование и трубопроводы атомных энергетических установок. Сварные соединения и наплавки. Правила контроля. ГАЭН СССР. 1989г. С изм. №1 от 01.09.2000.

52. ПК 1514-72. Правила контроля сварных соединений и наплавки узлов и конструкций атомных электростанций, опытных и исследовательских ядерных реакторов и установок. ГАЭН СССР. 1972.

53. Общие положения обеспечения безопасности атомных станций (ОПБ 88/97. ПНАЭ Г-01-011-97). М., 1997. 41 с.

54. Туляков Г.А. Термическая усталость в теплоэнергетике. М., Машиностроение, 1978,199с.

55. Баландин Ю.Ф. Термическая усталость металла в судовом энергомашиностроении. Л., 1967.

56. Туляков Г.А., Миркин И.Л., Гриневский В.В. О механизме деформирования и разрушения жаропрочной стали при термической усталости.- В кн.: Влияние физико-химической среды на жаропрочность металлических материалов. М., 1974, с. 176-180.

57. Мэнсон С. Температурные напряжения и малоцикловая усталость. Пер. с англ., М., 1974.

58. Шнейдерович P.M. Прочность при статическом и повторно-статическом нагружении. М., 1968.

59. Шнейдерович P.M., Гусенков А.П., Зацаринный В.В. Кинетические деформационные критерии циклического разрушения при высоких температурах. Проблемы прочности, 1973, № 2, с. 19-26.

60. Coffin L. F. Fatigue.- Annual Rewiew of Material Science, 1972, № 2, p. 3-42.

61. Jaske S.E., Perrin J.S., Mindlin H. Low-Cycle Fatigue of reactor structural materials.-React. Technol., 1972, vol. 15, № 3, p. 185-207.

62. Manson S.S., Halford G. A method of estimating high temperature Low-Cycle Fatigue Behaviour of Materials.- Inct. of metals. Monograph and Report Series, 1967, № 32, 45p.

63. Рассохин Н.Г. Парогенераторные установки атомных электростанций. М., Атомиздат, 1972, 384 с.

64. Герасимов В.В., Монахов А.С. Материалы ядерной техники. М., Атомиздат, 1973,336 с.

65. Горбатых В.П., Морозов А.В., Дубар А. Динамика коррозионного растрескивания аустенитной стали в режиме периодического увлажнения поверхности./Яр. МЭИ. Вып. 673, 1996, с. 90-92.

66. Трусов Л.П., Туляков Г.А., Плеханов В.А. О характеристиках работоспособности металла барабанов парогенераторов высокого давления. Теплоэнергетика, 1975, № 6, с. 6769.

67. Пригоровский Н.И. Экспериментальные методы определения температурных напряжений.//Исследование температурных напряжений. М., Наука, 1972, с. 3-10.

68. Калиберда И.В., Долицай Е.В., Морина М.В., Теслицкий АЛ О причинах повреждений трубопроводов АЭС и экспертизе их проектно-конструкторских решений. "Энергетическое строительство", № 11,1991, с. 27-30.

69. Махутов Н.А., Каплунов С.М., Прусс Л.В. Вибрация и долговечность судового энергетического оборудования. Л., Судостроение, 1985, 304 с.

70. Установка реакторная В-320. Пояснительная записка. Описание проектных режимов. 320.00.00.00.000 П31, ГКАЭ, ОКБ "Гидропресс", 1979.

71. Об аварии на АЭС «Три-Майл-Айленд-2». «Атомная энергия», т. 47, вып. 1, 1979, с. 61-63.

72. Miksch М., Lenz Е., Lohberg R. Beitrage zur Thermoschok- und Thermoschich-tungs-beanspruchung in Waagrechten Speice-wasser-leitungen in LWKJ BR//Bull. 9 MPA-Seminar. Stutgart.1983.

73. С.И. Рясный. Экспериментальное обоснование условий эксплуатации патрубка питательной воды парогенератора ПГВ-1000. «Электрические станции». № 5, 2006, с. 21-26.

74. С.И. Рясный, С.В. Мамонтов. Натурные исследования термонапряженного состояния патрубка питательной воды парогенератора ПГВ-1000. 7-й международный семинар по горизонтальным парогенераторам. Сборник трудов. Подольск. ФГУП ОКБ «Гидропресс», 2006.

75. Авдеев А. А., Зудин Ю. Б., Рясный С. И. Анализ и оценка теплогидравлических процессов в патрубке питательной воды парогенератора ПГВ-1000. "Теплоэнергетика", № 1, 2004, с. 52-55.

76. Лабунцов Д. А., Зудин Ю. Б. Процессы теплообмена с периодической интенсивностью. М.: Энергоатомиздат. 1984.

77. Установка реакторная В-320. Программа и методика испытаний. Часть 3. Контрольное термометрирование оборудования и динамические измерения внутрикорпусных устройств реактора. 320.00.00.00,000ПМ2.2. ОКБ "Гидропресс", 1994.

78. С.И. Рясный, Э.С. Сааков. Экспериментальное обоснование эксплуатационных условий узлов подпитки 1 контура реакторной установки ВВЭР-1000 при вводе в эксплуатацию. «Теплоэнергетика» , №12, 2005, с. 44-49.

79. С.И. Рясный, А.В. Козлов, С.В. Мамонтов. Анализ термоциклов в узлах подпитки 1 контура реакторной установки ВВЭР-1000 по результатам теплогидравлических измерений. «Тяжелое машиностроение». № 4, 2006, с. 5-9.

80. АЭС с ВВЭР-1000. Установка реакторная В-320. Система подпитки-продувки 1 контура. Программа и методика испытаний. 320.ТК.НВ.ПМ. Атомэнергоэкспорт. 1988.

81. ТУ ОСТ 108.302.01-85.Теплообменники технологических систем АЭУ.

82. Результаты термометрирования основного оборудования 1 контура реакторной установки В-320 блока № 6 Запорожской АЭС. Отчет инв. № Б 475. / ВФ ВНИИАМ; Егоров Н.А., Терешин В.Ф. и др. Волгодонск, 1997.145 с.

83. Определение теплогидравлических характеристик теплообменника 0800: Отчет инв. № Б 357. / ВФ ВНИИАМ. Волгодонск, 1988. 30 с.

84. С.И. Рясный, Э.С. "Сааков, В.Ф. Терешин. Проверка эффективности регенеративного теплообменника подпитки-продувки 1 контура реакторной установки ВВЭР-1000. «Тяжелое машиностроение». № 1, 2005, с. 20-22.

85. С.И. Рясный, В.П. Дерий, В.М. Козловцев, В.Ф. Терешин. Испытания регенеративного теплообменника подпитки-продувки 1 контура при вводе в эксплуатацию энергоблока №3 Калининской АЭС. «Тяжелое машиностроение». № 2, 2006, с. 10-13.

86. С.И. Рясный, С.В. Мамонтов. Оптимизация условий эксплуатации узлов подпитки и продувки 1 контура Тяньваньской АЭС. «Тяжелое машиностроение». № 9, 2006, с. 6-10.

87. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. Москва, Энергоатомиздат, 1989, 525 с.

88. А.В. Судаков, А.С. Трофимов. Напряжение при пульсациях температур. Москва, Атомиздат, 1980, 63 с.

89. С.И. Рясный. Анализ и оценка теплогидравлических процессов в узле впрыска в компенсатор давления. II Проблемы ресурса и безопасности энергетического оборудования. Институт машиноведения РАН. ФЦНТП ПП «Безопасность», М., 1999г., с. 105-115.

90. Ганчев Б.Т. Охлаждение элементов ядерных реакторов стекающими пленками. М., Энергоатомиздат. 1987.192 с.

91. Гогонин И.И., Шемагин И.А., Будов В.М., Дорохов А.Р. Теплообмен при пленочной конденсации и пленочном кипении в элементах оборудования АЭС. М., Энергоатомиздат. 1993. 208 с.

92. Гимбутис Г. Теплообмен при гравитационном течении пленки жидкости. Вильнюс. Мокслас. 1988. 283 с.

93. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. М., Изд. ФМЛ, 1959, 700 с.

94. Braner Н. Stromung und Wermenbergang bei Rieselfilmen. VD) Forschungcheft -457, 1956, s. 5-40.

95. Fortescue G.F. Pearson R.A. On gas absorption into a turbulent liquid. Chem. Engng. Sci. 1967, v. 22, p. 1163-1176.

96. Mils A.F., Chung D.K. Heat Transfer Across Turbulent Falling Films. Int. J. Heat and Transfer. V. 16,1973, p. 694-696.

97. Ueda H., Moller R., Komori S., Mizushina T. Eddy diffusivity near the free surface of open channel flow. Int. J. Heat and Mass transfer. 1977. V.20, №11. p. 1127-1136.

98. King C.J. Turbulent liquid phase mass transfer at a free gas-liquid interface. I/ES Fundamentals, 1966, v. 5, p. 1-8.

99. Jons W.P., Lannder B.Z. The calculation of low-Reinolds-number phenomena with a two-equation model of turbulens. Int. J. Heat and Mass transfer, 1973,v. 16, p. 1119-11340.

100. O'Connor D.I., Dobbins. Mechanism of rearation in natural streams. Trans. Am. Soc. Chem. Engrs. 1956, v. 123, p. 641-666.

101. Ellison T.N. A note on the velosity profile and longitudinal mixing in a broad open channel. J. Fluid Mech. 1960, v. 8, p. 33-40.

102. Холпанов Л.П., Шкадов В.Я. Гидродинамика и тепломассообмен с поверхностью раздела. М., Наука.1990. 271 с.

103. Кутателадзе С.С., Накоряков В.Е. Тепломассообмен и волны в газожидкостных системах. Наука. 1984. 302 с.

104. Крашенинников С.А., Ситник А.А. Массопередача в процессе пленочной абсорбции. Тр. МХТИ им. Д. И. Менделеева. 1955, №20 с. 200-205.

105. Техническое задание на разработку систем контроля, управления, регулирования, защит и блокировок 320-T3-019.

106. Анализ пульсаций температуры теплоносителя в дыхательном патрубке компенсатора давления РУ ВВЭР-1000 при колебаниях давления в ГПК. НТЦ "Центратомтехэнерго"- фирма ИНФОР. ПолищукА. А., Свистунов Е. П. и др. Отчет. Москва, 1992.

107. Дмитриев А.В., Полищук А.А. Математические модели основного энергетического оборудования 1 контура и соответствующее программное обеспечение. -Отчет НМПК СПРУТ, М., 1990.

108. Полищук А. А., Дмитриев А.В. Разработка методики построения модели, общей структуры модели и программного комплекса. Аннотационный отчет "ИнфоРОС", М., 1991.

109. Никонов А.П., Никонов С.П., Катковский Е.А. Н20 пакет прикладных программ на ФОРТРАНе для расчета теплофизических свойств и их производных для воды и пара. Препринт ИАЭ-3344/16, М., 1980.

110. Рабочий проект. Пакет прикладных программ расчета теплофизических свойств воды и пара для оптимизационных расчетов и динамики атомного энергетического оборудования "Н20". Описание программ. 1.08.0000; 01 13 01, ВНИИАМ, М., 1986.

111. Результаты тензоизмерений на оборудовании первого контура 5 блока НВАЭС при горячей обкатке. Б.Н. Дранченко, Б.Б. Портнов, И.А. Гущик, А.С. Сидоркин. Промежуточный отчет 187-0-178. ГКАЭ, ОКБ "Гидропресс", 1980.

112. С.И. Рясный. Влияние постоянной протечки в компенсатор давления на температурное состояние его узлов. «Электрические станции». № 9, 2006, с. 27-31.

113. Рясный С.И. Оптимизация эксплуатационных условий термонапряженных узлов реакторной установки ВВЭР-1000. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. ВНИИАМ, Москва, 2002.

114. В.П. Преображенский. Теплотехнические измерения и приборы. Москва, Энергия, 1978г., 703 с.

115. Установка реакторная В-320. Программа и методика испытаний. 320.УР.НВ.ПМ. Атомэнергоэкспорт, 1988.

116. Установка реакторная В-320. Исследование теплового баланса реакторной установки в период освоения проектной мощности блока. Программа и методика испытаний. 320.20.НВ ПМ2. Атомэнергоэкспорт. 1987.

117. Установка реакторная В-320. Определение тепловых потерь с оборудования реакторной установки. Программа и методика испытаний. 320.20.НВ ПМ15. Атомэнергоэкспорт. 1987.

118. Э.С. Сааков, С.И. Рясный. Теплогидравлические измерения верхнего блока реактора ВВЭР-1000 АЭС "Козлодуй". "Экспресс-информация". Энергетика и электрификация. Серия "Атомные электростанции", выпуск 7. Информэнерго, Москва, 1991, с. 1-6.

119. Сводный отчет. Система пусконаладочных измерений. Пусконаладочные измерения оборудования реакторной установки В-320 энергоблока № 6 АЭС «Козлодуй». Рясный С.И. Отчет. «Атомтехэнерго». г. Козлодуй, 1993.

120. Установка реакторная В-320. Инструкция по эксплуатации. 320.00.00.00.000 ИЭ. ГКАЭ ОКБ «Гидропресс», 1983.

121. Анализ результатов контроля термомеханической нагруженности главного циркуляционного контура реакторной установки энергоблока N91 Волгодонской АЭС (заключительный), 320-0-138. ФГУП ОКБ «Гидропресс», 2002 г.

122. Скляров Н.М. Большая советская энциклопедия. По материалам сайта www.yandex.ru.

123. Фостер и Райт, Основы ядерной энергетики, Четвёртое издание, Аллин и Бейкон Инк., 1983.

124. Glasstone S., Sesonske A. Nuclear reactor engineering. "Van Nostrand Reingold Co."1981.

125. Обоснование возможности удлинения сроков службы АЭС. «Атомная техника за рубежом», 1989, №8, с. 14-17.

126. Радиационная повреждаемость и работоспособность конструкционных материалов/А.Д. Амаев, Л.М. Крюков, П.М. Нехлюдов и др. М.: Политехника, 1977. С.312.

127. Guilleret J. С. Re-examining reactor vessel embrittlement at Chooz N Nucl. Engng. Intern., 1988, v. 33, № 412, p. 44-46.

128. Обоснование возможности удлинения сроков служ'бы АЭС. Атомная техника за рубежом. 1989, №8, с. 14-17.

129. Игнатенко Е. И. Основные направления работ по повышению безопасности серийных атомных энергоблоков. Электрические станции. № 8, 1989, с. 21-29.

130. Эдвин Лайман. Тепловой удар высокого давления. Сборник докладов IV Международной радиоэкологической конференции: «Утилизация плутония: проблемы и решения». Россия, Красноярск, 5-10 июня 2000г. Российский сайт ядерного нераспространения NuclearNo.ru.

131. Тяньваньская АЭС. Блоки 1 и 2. Окончательный отчет по обоснованию безопасности. Глава 15. Анализы аварий. 428-Пр-625. ОКБ ГП. 2002г.

132. Аварии и инциденты на атомных станциях. Под ред. С.П. Соловьева. Обнинск, изд. ИАТЭ, 1992.

133. С.И. Рясный. Аварийное расхолаживание реакторной установки при непосадке предохранительного клапана компенсатора давления. Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. 2006. № 3, с. 32-37.

134. С.И. Рясный. Смягчение теплового удара при пуске систем аварийного охлаждения активной зоны реактора ВВЭР-1000. «Электрические станции». № 8, 2006, с. 2123.

135. Рясный С.И., Свистунов Е.П., Шанин В.К., Боровский О.В. Устройство для создания гидравлического уплотнения затворной жидкостью вала циркуляционного насоса. Авторское свидетельство № 555232, Б. И., 1977г., № 15.

136. Bergen W., Hammersley R. Coping with the nuclear station blackout rule could prove expensive / Power Engineering, 1987. V. 91, № 1. p.21-23.

137. Safety aspects of station blackout at nuclear power plants. Vienna: IAEA, 1985 (IAEA-TECDOC-332).

138. Reisch F. Coping with station blackout / Nucl. Engng Intern. 1985. V. 308, № 376. p.48.51.

139. Shultz R.R., Fletcher C.D., Charlton T.R. Station blackout in US light-water nuclear reactors / Nucl. Safety. 1984. V. 25, № 4. p. 501-511.

140. Standards activity on station blackout /Nucl. Standards News. 1986. V. 17, № 4. p. 23.

141. Пиляев A.C., Тищенко B.A., Виленский В.Д. Аварийный режим полного обесточивания АЭС (за рубежом): Обзор. М.: ЦНИИатоминформ, 1988, 40 с.

142. Taylor G.M. Proposed rule prepared on station blackout / Nucl. News. 1985. V. 28, № 13. p.55, 56, 64.

143. Jordan B. NUMARC sets priorities, proposes strategies on NRS hardware issues / Inside NRS. 1986. V. 8, № 15. p. 608.

144. Ryan M.L. NUMARC chances grow as blackout rule held for backfit analysis / Ibid. V. 20, №12. p.11.

145. Jordan B. Station blackout rule may hinge on backfit rule, new sourse terms / Ibid. V. 8, № 12. p. 8-9.

146. Baranowsky P.W. Evaluation of station blackout accidents at nuclear power plants. Washington: Nuclear regulatory Comission, 1985.198 p. (NUREG-1032).

147. Wyckoff H.L. Emergency diesel generator reliability at US nuclear power plants / Trans. Amer. Nucl. Soc. 1986. V. 53. p. 446-447.

148. Station blackout issues under control, says NU / Nucl. News. 1987. V. 30, № 5. p. 27.

149. Kappler F., Mougey L., Simon R. Primary-system integrity of French pressurized-water reactors during station blackout / Nucl. Safety. 1985. V. 26, № 4. p. 427-437.

150. Хайдуков Г.К., Коробов Л.А., Назаров O.K., Карелин Е.П. Железобетонные оболочки АЭС. М.: Атомиздат, 1978.

151. Букринский A.M. и др. Система локализации аварий при разрыве главных трубопроводов на атомных электростанциях с реакторами ВВЭР-440. «Теплоэнергетика», № 4,1978.

152. Liparulo N.S.', Tincler С.С., George S.A. The ice condenser system for containment pressure suppression. Nuclear safety, 1976, vol. 17, № 6, p. 710-721.

153. Nuclear reactor containment is iced. «Electrical World», 1967,167, № 20.

154. Ice condenser system proves effective for reactor containment. «Power», 1967, V. 111, №7.

155. Патент США № 3423286, кл. 176-37,1969г.

156. Dragoumis Paul, Cook Games W., Weems Sterling J., Lyman Walter G. Ice condenser reactor containment system. «Trans. Amer. Nucl. Sos.», 1968, V. 11, № 1.

157. A. J. Iredale, N. P. Grimn. Ice condenser reactor system containment. «Nuclear Engineering International», 1971, V. 16, № 180.

158. Malinowski D. D., Picone L. F. Iodine removal in the ice condenser system. «Nuclear Technology», 1971, V.10, № 4.

159. Soldano B. A., Ward W. T. The utility of ice cubes as an absorbent for gases fission products. «Nuclear Technology», 1971, V. 12, №4.

160. Weems Sterlyng J., Lyman Walter G., Haga P. B. Ice condenser reactor containment system. «Nuclear Engineering International», 1970, V. 11, № 3.

161. Weems Sterlyng J., Lyman Walter G., Haga P. B. Ice condenser reactor containment system. «Nuclear Engineering International», 1970, V. 15, № 164.

162. Патент США № 3453176, кл. 176-37,1969г.

163. Almenas К., Marchello G. Nonequilibrium states in the evaluation of containment pressure-temperature transiants. Amer. Nucl. Soc. Trans., 1977, vol. 27, p. 589-590.

164. Masarovic M., Gabersek B. Pressure-Temperature Transients for containment design of watercooled reactors. Nucl. Eng. and Design, 1971, vol. 17, № 3, p. 428-438.

165. Расчет изменения давления в емкости при поступлении в нее насыщенного пара/ А. К. Звонарев, В. Н. Майданик, А. П. Прошутинский и др. Атомная энергия, 1979, т. 47, вып. 2, с. 91-94.

166. Экспериментальное исследование истечения воды с конденсацией образующегося пара в герметичной емкости/ В. Н. Майданик, Л. Н. Митраков, А. П. Прошутинский и др. Атомная энергия, 1979, т. 47, вып. 2, с. 117-118.

167. Гайдуков В.И., Шанин В.К., Рясный С.И. Расчет конденсации насыщенного пара в керамической засыпке. "Теплоэнергетика", № 2,1983, с. 36-38.

168. A. J. Iredale, N. P. Grimn. Ice condenser reactor system containment. «Nuclear Engineering International», 1971, V. 16, № 185.

169. Рясный С.И., Свистунов Е.П., Сорокин Д.Н., Шанин В.К., Гайдуков В.И. Устройство для локализации аварии. Авт. свид. № 606463, Б. И., 1981, N2 29.

170. Алексеев В.А. Охлаждение радиоэлектронной аппаратуры с использованием плавящихся веществ. М., «Энергия», 1975г.

171. Caisson Во, Stymne Hans, Wettermark Gunnar. Storage of low-temperature heat in sait-hydrate melts-calcium chloride hexahydrate. Swedish Counsil for Building Research, Stockholm, 1978.

172. Рясный С.И., Шанин В.К., Гайдуков В.И. Сравнение эффективности различных теплопоглотителей для систем локализации аварий на АЭС. «Теплоэнергетика», № 1,1982, с. 19-23.

173. Рясный С.И., Гайдуков В.И. Исследование конденсации насыщенного пара на эндотермически растворимом теплопоглотителе. «Теплоэнергетика», N2 4,1989, с. 62-64.

174. Справочник химика, т. 3, «Химия», М-Л, 1964г.

175. Справочник химика, т. 2,«Химия», М-Л 1971 г.

176. Perry John Н., ed. Chemical engineers' handbook, 3d ed., New York, 1950.

177. Термические константы неорганических веществ. Справочник. АН СССР, инст. Металлургии им. Байкова, 1949г.

178. Краткий справочник физико-химических величин. Изд. 7-е, «Химия»,1974г.