автореферат диссертации по энергетике, 05.14.03, диссертация на тему:Расчетно-техническое обоснование противоаварийных процедур для обеспечения безопасности АЭС с ВВЭР в авариях с потерей теплоносителя

На правах рукописи УДК 669.532:621.039.58

Шкаровский Александр Николаевич

РАСЧЕТНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОТИВОАВАРИЙНЫХ ПРОЦЕДУР ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ АЭС С ВВЭР В АВАРИЯХ С ПОТЕРЕЙ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ

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

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Обнинск 2005

Работа выполнена в Обнинском государственном техническом университете атомной энергетики (ИАТЭ), г. Обнинск

Научный руководитель - кандидат технических наук, доцент Сердунь Николай Павлович

Официальные оппоненты:

- доктор технических наук, профессор Волков Юрий Васильевич

- кандидат физико-математических наук Швецов Дмитрий Матвеевич

Ведущая организация - Всероссийский научно-исследовательский институт по эксплуатации атомных электростанций

Защита состоится « » _200 ^ года

I V часов О С минут на заседании диссертационного совета

Д 212.176.01 в Обнинском государственном техническом университете атомной энергетики по адресу: 249040, Калужская область, г. Обнинск, Студгородок 1, ИАТЭ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИАТЭ

Автореферат разослан « <£/ » и^ол 1^/^2005 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор физико-математических /

наук, профессор ЯМб^у / В.Л. Шаблов

гооН 22-63463

рартУГ

¿-'с/О ^^ Оки! а а V а р а 1ГГГРНГТН1

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В настоящее время в России находятся в эксплуатации ряд АЭС с реакторами ВВЭР первого, второго и третьего поколений, при проектировании, строительстве и эксплуатации которых обеспечение безопасности основывалась на документах ОПБ-73, ОПБ-82 и ОПБ-88. Актуальность поставленных и решаемых в процессе исследования задач вытекает из необходимости обеспечения и подтверждения безопасности эксплуатируемых в настоящее время АЭС с реакторами ВВЭР в нормальных и аварийных режимах и соответствия уровня безопасности современным требованиям, определенным в основополагающих документах ОПБ-88/92 и 1Ы8АС-12.

Цель работы -расчетно-техническое обоснование противоаварий-ных процедур для обеспечения безопасной эксплуатации АЭС с ВВЭР в аварийных режимах с потерей теплоносителя. Научная новизна работы:

• сформулирован перечень аварийных ситуаций, соответствующий современной концепции безопасности АЭС, представленных в основополагающих документах по безопасности ОПБ-88/97 и Ш5АС-12.

• впервые проведено комплексное исследование безопасности 1 блока Калининской АЭС при различных аварийных ситуациях, включая:

• аварии с разрывом первого контура и потерей теплоносителя.

• аварии на парогенераторе с потерей теплоносителя. Практическая ценность работы состоит в следующем:

• по результатам расчетного анализа сделаны выводы о достаточности работы систем безопасности для обеспечения безопасности реакторной установки (РУ) в различных аварийных ситуациях или о необходимости действий оператора в их поддержку;

• по результатам расчетного анализа разработаны противоававрийные процедуры по управлению аварийной ситуацией с целью перевода реакторной установки в конечное безопасное состояние, которые внедрены на первом блоке Калининской АЭС, подготовлены к внедрению на втором блоке Калининской АЭС и ведется их разработка для внедрения на остальных действующих АЭС с ВВЭР;

• внедрение результатов исследований существенно повысило безопасность АЭС С ВВЭР-1 ООО. -

Достоверность основных положений и выводов подтверждена:

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА СПетеавувг В/1/1Г

• валидацией опытных данных, положенных в основу физических моделей и замыкающих соотношений, использованных при разработке системных теплогидравлических программных кодов, описывающих аварийные ситуации РУ;

• верификацией блоков программных кодов на фрагментарных экспериментальных стендах и установках;

• верификацией системных программных кодов на комплексных стендах безопасности;

• совпадением результатов расчетного анализа аварийных ситуаций с использованием программных кодов с некоторыми авариями, реально происшедшими на действующих АЭС.

Автор защищает:

• результаты разработок противоаварийных процедур по управлению аварийной ситуацией с течами первого контура;

• результаты разработок процедур по управлению аварийными ситуациями с течью первого контура во второй и при полной потере теплоносителя второго контура;

• разработки и внедрения на первом блоке Калининской АЭС правил управления и инструкций оперативному персоналу по управлению перечисленными аварийными ситуациями (противоаварийных процедур) с целью перевода РУ в конечное безопасное состояние.

Апробация работы:

Основные результаты диссертационной работы доложены на международных и российских конференциях и совещаниях:

1. Совещание консультантов МАГАТЭ по реконструкции и мерам повышения безопасности АЭС с реакторами ВВЭР-440/213. Вена, 11-15 апреля, 1994 г.

2. Миссия 1схнической поддержки BAO АЭС на Волгодонской АЗС «Разработка и внедрение симптомно ориентированных инструкций» .Вена, 27-31 января 2003 г.

3. Координационный комитет Росэнергоатом - «Electricite de France». Москва, 26 июня 2003 г.

4. Техническое совещание ЭДФ-РОА «Адаптация аварийных процедур для второго блока Калининской АЭС». Лион, 02-04 февраля 2004 г.

5. Отраслевое совещание «Базы знаний и экспериментальные исследования по теплогидравлике ЯЭУ». Обнинск, ГНЦ РФ ФЭИ имени А.И. Лейпунского, 23-24 ноября 2004 г.

6. Международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР», Подольск, «Гидропресс», 23-26 мая, 2005.

Публикации. По теме диссертации было опубликовано 4 статьи, 1тезис доклада и 4 отчета о НИР.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованных источников из 128 наименований. Работа представлена на 163 страницах и содержит 18 рисунков и 8 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, определены цели и задачи исследования, показана новизна работы и ее практическая значимость.

В первой главе рассмотрена современная концепция безопасности АЭС, даны основные понятия и определения, рассмотрены методы анализа безопасности.

Безопасное состояние АЭС обеспечивается взаимодействием трех элементов: уровней безопасности, барьеров безопасности, мер, направленных на обеспечение безопасности.

Современный подход к обеспечению безопасности АЭС основан на принципе глубокоэшелонированной защиты. Этот принцип определяет общую стратегию мер и средств обеспечения безопасности АЭС и предусматривает наличие пяти физических барьеров на пути распространения радиоактивных материалов и организации нескольких уровней защиты, которые обеспечивают защиту АЭС и этих барьеров от повреждений, а также защиту населения и окружающей среды от ущерба, если барьеры окажутся в какой-то мере поврежденными.

Пятью уровнями глубокоэшелонированной защиты определены консерватизм проекта, управление РУ при нарушении нормальных условий эксплуатации, обеспечивающие системы безопасности и защитные системы безопасности, управление аварией, включая защиту защитной оболочки, аварийная служба быстрого реагирования как на площадке АЭС, так и за ее пределами.

Для анализа безопасности АЭС в работе использован метод математического моделирования РУ и системные программные коды.

Во второй главе проведена экспертная оценка РУ с реактором ВВЭР-1000 модели 338 на примере 1 блока Калининской АЭС.

Энергоблоки с ядерными реакторами ВВЭР-1000/338 более, чем другие реакторы советской конструкции, подобны западным реакторам с водой под давлением по философии, проектным решениям и конструкции. Проект блока, в общем, согласуется со стандартами, принятыми в мировой практике для систем обеспечения безопасности и систем, важных для безопасности. Однако опыт эксплуатации таких энергоблоков выявил некоторые недостатки, касающиеся реализации инженерных решений, качества изготовления и надежности использованного оборудования, и, как следствие, необходимость повышения их безопасности.

Оценка влияния этих факторов на безопасность станции включает в себя рассмотрение их влияния на следующие основные функции безопасности в различных условиях эксплуатации:

• управление мощностью реактора в эксплуатационных, стояночных, переходных и аварийных режимах;

• охлаждение топлива во всех режимах нормальной работы, при переходных процессах и аварийных ситуациях;

• локализация радиоактивных веществ в заданных границах при нормальной эксплуатации и аварийных условиях.

Как показал анализ работы станций с ВВЭР-1000/338, основными направлениями для повышения безопасности в частности являются

• отнесение к сценарию проектной аварии повреждений коллекторов парогенератора; при этом происходит переполнение парогенератора и паропровода, который не рассчитан на поток горячей воды;

• сохранение и контроль целостности границ давления контура охлаждения активной зоны;

• решение проблемы «малых» течей первого контура или из первого контура во второй. Даже «малые» течи, если не принять соответствующие меры з сочетании с рядом других неблагоприятных явлений могут привести к возникновению серьезной аварийной ситуации. Решению этих задач посвящена настоящая работа.

В третьей главе приводятся исходные данные для расчета исследуемых в работе аварийных ситуаций, начальные условия и расчетная схема РУ. Исходные данные и начальные условия для каждой исследуемой аварийной ситуации конкретизируются для каждого случая в соответствующем разделе работы.

Один из вариантов расчетной схемы РУ приведен на рис.1.

Рис. 1. Один из вариантов расчетной схемы реакторной установки (цифрами помечены расчетные элементы, LEAK - течь)

В соответствии с формулировкой задачи исследования конкретной аварийной ситуации с течами первого контура элементы РУ (реактор, парогенератор, компенсатор давления, трубопроводы петель и т.д.) моделируются необходимым для обеспечения точности расчета количеством параллельных и последовательных участков (расчетных элементов). Для исследования аварийных ситуаций с течами из первого контура во второй по такому же принципу моделируются трубопроводы второго контура и его органы управления и защиты.

Расчет изменения параметров реакторной установки в процессе развития аварийной ситуации с течами первого контура проводился с помощью расчетных кодов ТЕЧЬ-М-4 и ДМНАМИКА-5, которые являются основными программами комплекса ТРАПП, разработанного в ОКБ «Гидропресс».

Код версии АТНЬЕТ/Мос11.1-Сус1е С использовался для расчетного анализа изменения основных параметров РУ.

Программа РШЭВЬ предназначена для расчета теплофизических параметров в герметичном объеме атомных станций при авариях, сопровождающихся истечением теплоносителя из реакторной установки, включая аварии с образованием водорода.

С помощью программы ЬЕАКЗ вычислялась утечка основных ра-диологически значимых радионуклидов (йодов, цезия) в окружающую среду в зависимости от степени неплотности защитной оболочки и длительности выброса.

Программа 8РАСЕ/МОЭ2, согласованная с методикой программы расчета стационарного распределения нейтронов БИПР-7, применялась для расчетного анализа изменения основных параметров РУ и энерговыделения по объему активной зоны в аварийных режимах.

Четвертая глава посвящена исследованию ряда аварийных ситуаций с течами первого контура, приводящих к потере теплоносителя.

Одним из видов течей первого контура являются «малые течи». при которых теплогндравлнческие процессы (изменения расходов, давлений, температур, уровней) в контуре растянуты во времени. Целью исследования является определение спектра течей первого контура, которые вызывают срабатывание аварийной защиты первого рода (АЗ-1) без срабатывания систем безопасности (СБ) РУ (приведение в действие насосов впрыска бора высокого давления — ТУ). Исследование должно определить, необходимо ли включать вручную насосы ТУ и, в случае этой необходимости, определять критерии их включения. В

исследовании рассмотрены два исходных состояния РУ - «работа реактора на номинальной мощности» (Ду 12, 13 и 15 и «горячий останов» - мощность реактора равна 1% от номинальной - (Ду 38 и 39).

Комбинация параметров РУ в исходном состоянии - мощности, давления в первом и во втором контурах, уровней в парогенераторе (ПГ) и компенсаторе давления (КД) - является максимально неблагоприятной с точки зрения последствий события, порождающего аварийную ситуацию. Учитывались задержки срабатывания аварийных защит и блокировок, а также задержки в переносе жидкостей, предназначенных для питания первого и второго контуров. Значения коэффициентов реактивности являются максимально неблагоприятными с точки зрения последствий во всем диапазоне их изменений в процессе выгорания. Тепловыделение в топливном элементе выбрано таким образом, чтобы профиль осевого распределения мощности был максимально неблагоприятным.

Методика исследования рассматриваемой аварийной ситуации и всех аварийных ситуаций, рассмотренных ниже, заключалась в следующем. По технологии, описанной выше, разрабатывалась расчетная схема реакторной установки (рис. 1), в которую включались все элементы РУ, принимающие участие в процессе. С помощью программного кода ДИНАМИКА-5 (в данной аварийной ситуации или других кодов в последующих) производился расчет изменения во времени всех параметров, характеризующих физическое состояние РУ. По результатам расчетов строились графики, анализ которых позволял проследить развитие аварийной ситуации по всем параметрам, а также достижение предельных значений параметров, при которых формируются сигналы на срабатывание систем управления и защиты РУ.

Результаты расчет При течи Ду 12 регулятор давления КД поддерживает давтение в прпплм тнп/пр (Рис 31 По Аакту снижения

" Г " — -Г ^ Г \ -/ 1 «Г

уровня в КД на 150 мм (рис. 4) происходит увеличение подпитки до 60 т/ч за 20 с, после чего включается в работу второй подпиточный насос, и общий расход подпитки составляет 80 т/ч. Расход подпитки превышает сумму расходов течи и продувки (рис. 2). Остальные параметры РУ поддерживаются автоматическими регуляторами (графики не приведены) в пределах регулирования. Температуры топлива и твэлов сохраняют значения, близкие к номинальным.

Таким образом, в рассмотренной аварийной ситуации не достигаются значения параметров, приводящих к срабатыванию аварийной

защиты (A3) и, тем более, систем безопасности. В этих условиях вмешательство оператора заключается в диагностировании течи и выполнении операций по останову реактора и расхолаживания РУ.

При течи первого контура Ду 13 сумма расходов течи и продувки не компенсируется работой двух подпиточных насосов (рис. 5). За счет уменьшения массы теплоносителя в первом контуре уровень в КД (рис. 7) снижается до уставки срабатывания АЗ-1. Давление в первом контуре (рис. 6) становится ниже 14,7 МПа, а скорость снижения давления в период 9450-9550с составляет 0,04 МПа/с.

Таким образом, в рассмотренной аварийной ситуации без вмешательства оператора происходит срабатывание АЗ-1, но не происходит автоматического включения систем безопасности.

При течи первого контура Ду 15 уровень в КД снижается на 150 мм (рис. 10), и регулятор уровня увеличивает расход подпитки по первому насосу до 60 т/ч и подключает второй насос Однако расход подпитки не компенсирует расход в течь (рис. 8) и вследствие снижения массы теплоносителя в первом контуре давление в КД снижается, но не достигает уставки на срабатывание АЗ-1 (рис. 9). АЗ-1 срабатывает по уставке снижения уровня в КД (рис. 10). После срабатывания АЗ-1 давление в первом контуре снижается ниже 14,7 МПа, причем в период 1608-1634 с скорость снижения давления составляет 0,078 МПа/с, и по совпадению этих сигналов включается система безопасности (СБ).

Таким образом, в рассмотренных условиях срабатывает АЗ-1 и формируется сигнал на включение системы безопасности и вмешательства оператора не требуется.

Используя аналогичную методику расчетного исследования, были проанализированы аварийные ситуации с течами первого контура эквивалентными диаметрами 38 и 39 мм при исходном состоянии реактора «горячий останов» и получены следующие результаты.

При течах эквивалентным диаметром 38 мм не происходит автоматического запуска СБ, однако работа пассивной системы САОЗ обеспечивает охлаждение активной зоны реактора.

При течах эквивалентным диаметром 39 мм формируется сигнал на запуск СБ, т.е. вмешательства оператора не требуется. Во всех исследованных аварийных ситуациях СБ обеспечивают расхолаживание активной зоны и приведение реактора в подкритичное состояние.

О, кг/с

О 500 ЮОО 1ЭОО ЗООО 2600 ЗООО ЗВОб 4 ООО С

о — Рсекод 'гаиломосвтсда И) тяча

О — Раауол Подоят»

л — Ркохад врйдгв»

Рис. 2. Изменение расхода теплоносителя в аварии с течью первого контура Ду 12

Р/Ю, МПа

\ и I, 'и 'и ^ и

1.ЯЗ

1.4»

1.33

о «оо гоое 1ЛОО зооо 2ЭОО ЗООО ЗООО 4 ООО «ш С

Рис. .3 Изменение давления в компенсаторе давления в аварии с течью первого контура Ду 12

—■

О ЬОО ЮОО 1500 ЯООО 2&00 ЗООО ЗЗОО АООО +300 с

Рис. .4. Изменение уровня в компенсаторе давления в аварии с течью первого контура Ду 12

в, кг/с

о

.....\

- —\=

О О.З в,4 О.в оз 1.0 %2 1.4-1x10000, е

в — расход Т«ШИ>Ч1ЯШ| ИЛИ шш ТМК о — г*« «ж о л яолпм ■ ■■ ^ — РяехоА яущшш

Рис, 5. Изменение расхода теплоносителя в аварии с течью первого контура Ду 13

Пш-ЧО МП*

7

Рис. 6. Изменение давления в компенсаторе давления в аварии с течью первого контура Ду 13

О О.2 0,4 О.е О.е 1.0 1.2 1.4 (/10000. в

Рис. 7. Изменение уровня в компенсаторе давления в аварии с течью первого контура Ду 13

--

о оао 1000 юоо г ооо гэоо зооо эаоо <*

о - РшОХОД «МШФЯМШТФД« ж« *•«■

О — Рквход о«дш1*ал А — Равход дродуикм

Рис. 8. Изменение расхода теплоносителя в аварии с течью первого контура Ду 15

Рх10, МЛ*

Рис. 9. Изменение давления в компенсаторе давления в аварии с течью первого контура Ду 15

ч

V

О ЭОО ЮОО 1900 2ООО 2300 ЗООО 35вО «, с

Рис. 10. Изменение уровня в компенсаторе давления в аварии с течью Ду 15

Влияние момента останова главных ииркуляиионных насосов (ГЦН) на физическое состояние РУ при разрывах Ду 50, Ду 100, Ду 180, Ду 200, Ду 225 и Ду 280.

Целью исследования является проверка обоснованности задержки в отключении ГЦН после формирования сигнала на их автоматическое отключение (запас до вскипания теплоносителя на входе <10°С) для улучшения условий охлаждения активной зоны, имея в виду, что ГЦН не приспособлены для работы на пароводяной смеси.

Анализ результатов расчетов показал, что работа ГЦН несколько улучшает условия охлаждения активной зоны реактора. Однако это улучшение не имеет принципиального значения. Даже при останове ГЦН сразу после формирования сигнала на их отключение (при всех исследованных разрывах) работа СБ обеспечивает безопасность РУ, поэтому ГЦН должны останавливаться в соответствии с инструкцией по эксплуатации с целью недопущения их выхода из строя.

Проверка непрерывности подачи борного раствора в активную зону реактора при разрывах первого контура Ду 50 Ду 100. Физическая категория «подкритичность реактора» в нормальных и аварийных режимах его работы обеспечивается двумя факторами - положением органов регулирования и защиты (ОР СУЗ) и концентрацией борной кислоты в активной зоне. В случае разрыва первого контура и потерей теплоносителя формируются сигналы на срабатывание АЗ-1 и запуск систем безопасности. При достижении давления в первом контуре 10,59 МПа начинается подача борного раствора от насосов впрыска высокого давления (TY), затем по достижении давления 5,88 МПа, подключаются гидроаккумулирующие емкости САОЗ (ГЕ САОЗ), а по достижении давления 1,47 МПа включаются в работу насосы аварийного расхолаживания (ТН). Однако в процессе развития аварийной ситуации могут сложиться условия, при которых, исчерпав запас борного раствора, ГЕ САОЗ прекращают работу, а давление в первом контуре остается выше 1,47 МПа, что исключает возможность подачи бора от насосов ТН, а это может привести к неуправляемому росту реактивности. Целью настоящего исследования является проверка непрерывности подачи борного раствора на всем протяжении аварийного процесса, достаточности этой подачи для расхолаживания активной зоны и перевода реактора в подкритичное состояние.

Результаты расчетов показали следующее. В аварии с течью эквивалентным диаметром 50 мм давление теплоносителя первого контура

в течение всего времени расчета поддерживается на уровне, превышающем давление срабатывания ГЕ САОЗ за счет работы насосов ТУ.

В аварии с течью эквивалентным диаметром 80 мм работа ГЕ САОЗ приводит к снижению давления теплоносителя первого контура и началу подачи борного раствора насосами ТН. Совместная работа насосов ТУ и ТН вызывает рост давления в первом контуре, и подача от насосов ТН происходит в пульсирующем режиме.

В аварии с течью эквивалентным диаметром 100 мм вследствие работы насосов ТУ и ГЕ САОЗ давление теплоносителя первого контура снижается вплоть до начала подачи борного раствора насосами ТН и затем стабилизируется на уровне, обеспечивающем компенсацию течей подачей от насосов ТУ и ТН.

В аварии с течью эквивалентными диаметрами 80 и 100 мм обеспечивается перекрытие по времени в подаче борного раствора между окончанием подачи из ГЕ САОЗ и началом подачи насосами ТН. Для течей ДУ 80 это перекрытие составляет 100 с, для течей Ду 100 - 667 с. Во всех режимах обеспечивается расхолаживание активной зоны и ее подкритичность в течение всего аварийного процесса.

Разрыв первого контура с наложением неисправности аварийного впрыска бора высокого давления Выше было показано, что при разрывах вплоть до Ду 280 в условиях нормальной работы систем безопасности в полном объеме происходит повторный залив активной зоны, обеспечивается ее охлаждение и подкритичность. В настоящем разделе рассматриваются аварийные процессы с «малыми течами» (Ду 20 - Ду 100) и неисправности аварийного впрыска бора высокого давления. Проблема состоит в том, что при малых расходах в течь и малых скоростях падения давления в первом контуре в течение времени достижения давления, равного 1, 47 МПа могут быть превышены максимальные пределы повреждения твэлов. Целью настоящего исследования является определение максимально возможного времени невмешательства оператора в течение аварийного процесса и определение алгоритма расхолаживания установки, обеспечивающего снижение давления в первом контуре до значения 1,47 МПа, при котором возможно подключение насосов аварийного расхолаживания-

Результаты расчета показали следующее. При течи Ду 100 наблюдается повышение температуры оболочек твэлов до 600°С. За счет процесса истечения в разрыв при условиях впрыска борного раствора от ГЕ САОЗ и работы наосов подпитки первого контура (ТК) давление

в первом контуре снижается до значения, позволяющего начать подачу борного раствора насосами ТН. Это дает возможность без вмешательства оперативного персонала приостановить процесс разогрева оболочек твэлов и обеспечить процесс расхолаживания без превышения максимального проектного предела повреждения их оболочек.

Аварии с течами Ду 80 и менее требуют вмешательства оператора в процессе расхолаживания РУ, который заключается в переводе одного из БРУ-А в режим расхолаживания со скоростью, не превышающей 60°С/ч, для обеспечения снижения давления в первом контуре до 1,47 МПа и начала работы насосов ТН. В аварии с течью Ду 20 для достижения требуемого давления необходимо отключить насосы ТК.

Для обеспечения охлаждения твэлов без превышения максимального проектного предела повреждения их оболочек необходимо обеспечить следующие условия:

• при течи Ду 80 момент времени вмешательства оператора в процесс расхолаживания не должен превышать 600 с, при этом температура оболочек твэлов не превышает 600°С;

• при течи Ду 50 этот же момент времени не должен превышать 1000 с, при этом температура оболочек твэлов не превышает 440°С;

• при течи Ду 20 этот момент времени не превышает 1000-1200 с.

Расчеты показали, что предлагаемый алгоритм расхолаживания РУ

для спектра течей первого контура Ду 80 и менее обеспечивает расхолаживание РУ без превышения максимального проектного предела повреждения оболочек твэлов с обеспечением последующего устойчивого расхолаживания РУ.

В пятой главе рассмотрены вопросы обеспечения безопасности РУ при некоторых авариях парогенератора.

Исследована авария с течами теплоносителя первого контура во второй при не закрытии БРУ-А на аварийном парогенераторе.

Суть проблемы состоит в следующем. При течах из первого контура во второй после срабатывания аварийной защиты, начала работы СБ и закрытия стопорных клапанов турбины давление в парогенераторах и паропроводах повышается до уставок срабатывания БРУ-А. Радиоактивный теплоноситель первого контура поступает в оборудование второго контура и в случае отказа на закрытие БРУ-А на аварийном парогенераторе - в окружающую среду.

Рассмотрены следующие варианты аварии:

• разрыв двух трубок в нижней части холодного коллектора парогенератора (минимальная течь, вызывающая срабатывание СБ блока);

• течь Ду 100 нижней части холодного коллектора парогенератора. Стратегия управления аварийной ситуацией состоит в максимально

быстром расхолаживании первого контура до температуры ниже 100°С путем сброса давления в нем до атмосферного. Предлагаются следующие действия оператора по управлению аварией после подтверждения срабатывания A3 и проведения диагностики.

1. Оператор не предпринимает никаких действий по управлению аварией в течение 20 минут после срабатывания СБ; это время необходимо для диагностики события.

2. Через 20 минут после срабатывания СБ:

• закрыть подачу питательной и аварийной воды на аварийный ПГ;

• отключить ГЦН на аварийной петле;

• включить БРУ-А неповрежденных ПГ в режим расхолаживания реакторной установки с максимальной скоростью;

• закрыть быстродействующие запорно-отсечные клапаны (БЗОК) на неповрежденных ПГ;

• соединить КД и реактор по линии аварийного газоудаления;

• включить впрыск в КД;

• поднять уровень в КД до 8 м и поддерживать его работой насосов аварийного расхолаживания и впрыска бора высокого давления;

• при давлении Р < 7 МПа закрыть БЗОК на аварийном ПГ.

3. Через 30 минут после срабатывания СБ:

• убедиться в том, что концентрация бора колодного останова достигнута, и при температуре 180°С и уровне в КД 8 м отключить ГЕ САОЗ и перевести насосы TY в режим рециркуляции;

• проконтролировать включение насосов ТН при давлении 1,47 МПа;

• при температуре на выходе из активной зоны 120-150°С один насос перевести в режим планового расхолаживания.

Расчет изменения исследуемых параметров реакторной установки с учетом действий оперативного персонала по ее управлению проводился по программе ATHLET/1.1-Cycle С. Расчет изменения энерговыделения по объему активной зоны проводился по программному комплексу SPACE/MOD2. Расчет изменения теплофизических параметров парогазовой среды в помещениях герметичной оболочки проводился по программе PROBL

Результаты расчетов показали, что в исследованных авариях принятая стратегия управления аварийными ситуациями позволяет перевести блок в конечное безопасное состояние как при работающих ГЦН, так и при работе на естественной циркуляции, при этом дозы аварийного облучения населения соответствуют НРБ-97

Исследована аварийная ситуация с полной потерей питательной воды ПГ. связанной с отказом питательных и аварийных питательных насосов. Целью исследования является разработка стратегии управления аварией в случае полной потери питательной воды парогенераторов для достижения условий, которые позволят отвести остаточные тепловьщеления реактора с помощью систем нормального (планового) и аварийного расхолаживания РУВ настоящем анализе рассмотрены следующие варианты.

Вариант 1. Полная потеря питательной воды парогенераторов без учета продувки и подпитки первого контура.

Вариант 2. Полная потеря питательной воды парогенераторов без учета подпитки первого контура. На 1800 с аварийного процесса включается продувка первого контура.

Вариант 3. Полная потеря воды парогенераторов. На 1200 с процесса насосы подпитки первого контура начинают подавать борный раствор в первый контур, включается система аварийного газоудаления из-под крышки реактора. На 1800 с процесса насосы ТУ начинают подавать борный раствор в первый контур, оператором открываются все предохранительные клапаны КД (ПК КД) и снижается уставка на их закрытие до достижения давления 9,0 МПа. При достижении уставки на срабатывание насосов ТУ (10,6 МПа) они начинают подавать борный раствор в первый контур. На 9000 с оператор включает продувку первого контура. На 30000 с оператор отключает подпитку первого контура и начинает расхолаживание второго контура через четыре БРУ-А со скоростью 30°С/ч. На 35000 с оператором подключаются ГЦН 2, 3 и 4 и переводятся уставки на открытие клапанов впрыска в КД от ГЦН на 8,7 МПа и на закрытие клапанов впрыска - на 1,47 МПа. Насосы ТУ переводятся на работу в режиме рециркуляции.

Из анализа рассмотренных вариантов расчета режима полной потери питательной воды парогенераторов следует, что наибольшее снижение давления в первом контуре достигается в варианте 3.

Действия оператора по варианту 3 позволяют к 35000 с снизить температуру на входе в реактор до 150°С и давление в первом контуре

до 1,47 МПа, что позволяет подключить систему планового расхолаживания первого контура.

Без принятия каких-либо защитных мер (вариант 1) через 3600 с после начала аварии наступает кризис теплообмена на поверхности наиболее теплонапряженных твэлов.

ЗАКЛЮЧЕНИЯ И ВЫВОДЫ

Требования к безопасности проектируемых и вновь строящихся в России АЭС, определенные в ОПБ-88/97, приближены к международным. Безопасность ряда действующих АЭС, проектирование и строительство которых проводились в соответствии с ОТТБ-82 и особенно ОПБ-73, не соответствовала международным требованиям, в частности в перечень рассматриваемых исходных событий не был включен ряд аварийных ситуаций, которые считались либо маловероятными, либо несущественно влияющими на безопасность АЭС

Проведена оценка достаточности анализа аварийных ситуаций по исследованным параметрам и причинам, вызывающим аварийную ситуацию, на основании которой сформулирован ряд неисследованных ранее исходных событий, определяющих безопасность РУ и АЭС.

Сформулированы исходные данные, начальные и граничные условия для расчетного анализа аварийных ситуаций. Дано краткое описание расчетных кодов и программ, которые использовались для расчета аварийных ситуаций. Разработана и обоснована обобщенная расчетная схема реакторной установки с реактором ВВЭР-1000/338.

Проведен расчетный анализ двух групп аварийных ситуаций:

• разрывы первого контура с течью в контайнмент; исследован спектр течей от Ду 12 до Ду 280, в том числе с отказом впрыска бора высокого давления;

• аварии на парогенераторах: запроектные аварии «Течь теплоносителя первого контура во второй при незакрытии БРУ-А на аварийном ПГ» и «Полная потеря питательной воды парогенераторов».

Показано, что во всех исследованных аварийных ситуациях, режимах и условиях техническими средствами (СУЗ) или техническими средствами и предложенными и обоснованными в работе действиями оперативного персонала (противоаварийными процедурами) обеспечивается поддержание трех основных функций безопасности (охлаждение топлива и РУ в целом, управление мощностью и обеспечение подкритичности реактора и, как следствие, недопущение выброса ра-

диоактивных веществ сверх допустимых норм) и перевод РУ в конечное безопасное состояние.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Шкаровский А.Н., Аксенов В.И., Сердунь Н.П. Исследование аварийных ситуаций с малыми течами первого контура реактора ВВЭР-1000//Известия вузов. Ядерная энергетика. - 2004. - №3. - С. 64-69.

2. Шкаровский А.Н., Аксенов В.И., Сердунь Н.П. Проверка непрерывности подачи борного раствора в активную зону реактора при разрывах первого контура эквивалентным диаметром Ду 50-Ду100//Известия вузов. Ядерная энергетика. - 2005. - №.2. - С. 26-31.

3. Шкаровский А.Н., Аксенов В.И., Сердунь Н.П. Расчетное исследование аварийной ситуации с разрывом первого контура и наложением неисправности впрыска бора высокого давления в активную зону реактора ВВЭР-1000//Известия вузов. Ядерная энергетика. - 2005. - №.2. - С.32-39.

4. Шкаровский А.Н., Аксенов В.И., Сердунь Н.П. Анализ физических состояний реактора ВВЭР-1000 и управление аварийными ситуация-ми//Известия вузов. Ядерная энергетика. - 2005. -№3. - С.60-68.

5. Шкаровский А.Н. Расчетно-техническое обоснование противоава-рийных процедур АЭС с ВВЭР-1000//4-я Международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Подольск: ОКБ «Гидропресс», 23-26 мая 2005 г. .Тез. докладов -С. 130.

6. Шкаровский А.Н., Волков Б.Е., Машков В. В. и др. Реакторная установка В-338. Физические состояния реактора ВВЭР-1000: Отчет о НИР/ОКБ «Гидропресс - Концерн «Росэнергоатом»/, инв.№338-Пр-032,1997 г., 40 с.

7. Шкаровский А.Н., Волков Б.Е., Машков В. В. и др. Реакторная установка В-338. Влияние момента останова ГЦН при разрывах первого контура: Отчет о НИР/ОКБ «Гидропресс» - Концерн «Росэнергоатом»/, инв.№338-Пр-031,1998 г., 171 с.

8. Шкаровский А.Н., Аринин В.В., Машков В.В. и др. Течи теплоносителя первого контура во второй при незакрытии БРУ-А на аварийном ПГ: Отчет о НИР/Концерн «Росэнергоатом» - РНЦ «КИ»/, инв.№32/1-169-97, 1997 г., 60 с.

9. Шкаровский А.Н., Волков Б.Е., Машков В.В. и др. Реакторная установка В-338. Полная потеря питательной воды парогенераторов: Отчет о НИР/ОКБ «Гидропресс» - Концерн «Росэнергоатом»/, инв.№ 338-Пр-030,1998 г., 54 с.

ЛР № 020713 от 27.04.1998

Подписано к печати А0>. 05- Формат бумаги 60x84/16

Печать ризограф. Бумага МВ Заказ № 2.Тираж 100 экз. Печ. л. 1,25 Цена договорная

Отдел множительной техники ИАТЭ 249035, г. Обнинск, Студгородок, 1

»2533t

РНБ Русский фонд

2006-4 29825

ВВЕДЕНИЕ.

1 ПРОБЛЕМЫ БЕЗОПАНОСТИ АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

С РЕАКТОРАМИ ВВЭР (СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА).

• 1.1 Современные требования к обеспечению безопасности АЭС.

1.2 Способы анализа безопасности АЭС.

Выводы к главе 1.

2 АНАЛИЗ БЕЗОПАСНОСТИ ДЕЙСТВУЮЩИХ АЭС С ВОДО-ВОДЯНЫМИ ЯДЕРНЫМИ РЕАКТОРАМИ И ФУНКЦИИ БЕЗОПАСНОСТИ.

2.1 Общие положения.

2.2 Управление мощностью.

Ф 2.3 Охлаждение топлива.

2.4 Локализация активных веществ.

Выводы к главе 2.

3 ОСНОВНЫЕ ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И ПРОГРАММНЫЕ КОДЫ, ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТНОГО АНАЛИЗА АВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ НА ЭНЕРГОБЛОКЕ №1 КАЛИНИНСКОЙ АЭС.

3.1 Основные исходные данные для расчета.

3.2 Краткое описание некоторых расчетных кодов, использованных при расчетном анализе аварийных ситуаций на энергоблоке с реактором ВВЭР-1000.

Выводы к главе 3.

4 ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ РЕАКТОРНОЙ УСТАНОВКИ ПРИ АВАРИЯХ С РАЗРЫВОМ ПЕРВОГО КОНТУРА

И ПОТЕРЕЙ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ.

4.1 Малые течи первого контура, не вызывающие автоматического срабатывания систем безопасности.

4.2 Влияние момента останова главных циркуляционных насосов на физическое состояние реакторной установки при разрывах первого контура.

4.3 Проверка непрерывности подачи борного раствора в активную зону реактора при разрывах первого контура эквивалентным диаметром Ду 50-Ду 100.

4.4. Разрыв первого контура с наложением неисправности аварийного впрыска бора высокого давления.

Выводы к главе 4.

5 ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ РЕАКТОРНОЙ УСТАНОВКИ ПРИ НЕКОТОРЫХ АВАРИЯХ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ.

5.1 Течи теплоносителя первого контура во второй при незакрытии БРУ-А на аварийном парогенераторе.

5.2 Авария с полной потерей питательной воды парогенераторов.

Выводы к главе 5.

В Российской Федерации в 2000 году находилось в эксплуатации 13 энергоблоков с реакторами типа ВВЭР, и на стадии высокой степени достройки находилось еще три блока [1]. Ряд станций с водо-водяными реакторами продолжает эксплуатироваться в бывших республиках Советского Союза и в странах Восточной Европы. Все эти энергоблоки проектировались в разное время в соответствии с меняющейся концепцией безопасности.

В развитии концепции безопасности АЭС России просматриваются три периода [2]:

• первый период - с начала 50-х годов до 1973 года;

• второй период — с 1973 по 1986 год;

• третий период - с 1986 года по настоящее время.

Первый период

Первый период относится к начальной стадии развития атомной энергетики, когда АЭС не выделялись в особый класс ядерно-опасных производств и считалось, что безопасность АЭС может быть обеспечена за счет высокого качества изготовления оборудования реакторной установки. Концепция безопасности АЭС при проектировании, строительстве и эксплуатации определялась общепромышленными стандартами и правилами. В качестве максимальной проектной аварии рассматривалась малая течь теплоносителя первого контура, а в качестве защитных и локализующих систем на случай такой аварии - герметичные помещения и спринклерные устройства, а также система подпитки первого контура. Серьезных повреждений твэл не ожидалось.

В этот период были разработаны и реализованы проекты первых блоков корпусных и канальных реакторов с водяным теплоносителем.

С точки зрения современного понимания проектного уровня безопасности защита АЭС в концепции этого периода включала: три физических барьера защиты, а именно:

• топливную матрицу;

• оболочки твэл;

• границы контура теплоносителя и боксы (помещения) для размещения реактора и основного оборудования первого контура, а также два уровня защиты:

• качество проектирования, строительства и эксплуатации;

• системы безопасности.

Второй период

Второй период начался с вводом в действие первого документа высшего уровня, определяющего концептуальный подход к обеспечению безопасности АЭС - «Общих положений обеспечения безопасности атомных электростанций при проектировании, строительстве и эксплуатации (ОПБ 73)» [3]. Разработка этого документа началась, когда выяснилось, что возможность крупных повреждений оборудования АЭС не исключена, и постепенно вырабатывалось отношение к АЭС как к объектам повышенной опасности.

При разработке ОПБ-73 были учтены некоторые документы США и рекомендации МАГАТЭ, введены в практику такие понятия, как «глубокоэшелонированная защита», «единичный отказ», «максимальная проектная авария». В качестве МПА в ОПБ-73 был постулирован мгновенный гильотинный разрыв главного циркуляционного трубопровода, а на случай такой аварии предписывалось создание аварийных систем охлаждения активной зоны и систем локализации выбросов. Предусматривалось сооружение герметичных ограждений, окружающих ядерный остров АЭС; для ВВЭР такими ограждениями служили защитные железобетонные оболочки.

В 1982 году ОПБ-73 были пересмотрены и заменены на ОПБ-82 [4]. На структуру и содержание ОПБ-82 повлияли некоторые разработанные к тому времени документы МАГАТЭ, но в целом эти положения основывались на отечественном опыте.

В соответствии с концепцией этого периода к трем физическим барьерам защиты АЭС был добавлен четвертый - герметичные ограждения. Третий период

После случившихся серьезных аварий на АЭС (TMI, США, 1979 г. и Чернобыльской, 1986 г.) начинается третий период в развитии концепции безопасности АЭС России [2]. Этот период характеризуется сближением российской точки зрения на проблему обеспечения безопасности АЭС с международным подходом, который начал оформляться с конца 70-х годов.

При разработке нового концептуального документа ОПБ-88 [5] был учтен международный опыт, суммированный в сформулированных группой INSAG основных принципах обеспечения безопасности АЭС, а также результаты анализа аварии на Чернобыльской АЭС.

Новая концепция предписывает проведение проектного анализа аварий с тяжелыми повреждениями активной зоны, которые раньше относились к числу гипотетических. Она включает также требования проведения вероятностного анализа безопасности каждой АЭС и создания четвертого уровня глубоко эшелонированной защиты (мер по управлению аварией) и устанавливает два вероятностных ориентира:

• вероятность тяжелого повреждения или расплавления активной зоны - не более 10~5 на реактор в год;

• вероятность неприемлемого события (выброса радиоактивных веществ сверх п допустимых норм) - не более 10" на реактор в год.

В соответствии с новой концепцией защита АЭС состоит из: четырех физических барьеров:

• топливной матрицы;

• оболочек ТВЭЛ

• границы контура теплоносителя;

• защитной оболочки и четырех уровней защиты:

• качества проектирования, строительства и эксплуатации;

• диагностики и готовности;

• систем безопасности;

• мер по управлению авариями.

Проектирование АЭС, относящихся к третьему поколению, происходило в период действия ОПБ-73 и ОПБ-82. Несмотря на то, что при их проектировании были учтены некоторые требования ОПБ-88, эти АЭС по уровню проектного обеспечения безопасности не соответствуют всему комплексу новых положений.

ОПБ-88 были введены в действие 01.07.1990 г. и являются основополагающим документом для российских АЭС. Однако этот документ не считается завершенным и подлежит дальнейшему усовершенствованию. В настоящее время действуют ОПБ-88/97 [6]. Современная концепция безопасности

Современная национальная концепция безопасности АЭС и стратегия ее реализации содержит все элементы, выработанные мировой практикой. Основными элементами этой стратегии являются [7]:

• надзор, осуществляемый ГАН РФ;

• общее управление, осуществляемое Концерном «Росэнергоатом»

• шесть основных принципов обеспечения безопасности:

1) пакет нормативно-технической документации (НТД);

2) опыт проектирования, изготовления, строительства и эксплуатации;

3) физическое моделирование и эксперимент;

4) математическое моделирование, системные теплогидравлические коды;

5) вероятностный анализ безопасности;

6) детерминистский анализ аварий;

• четыре последовательных физических барьера защиты:

1) топливная матрица;

2) оболочки твэл;

3) границы контура теплоносителя;

4) герметичные ограждения; • четыре уровня защиты:

1) качество проектирования, изготовления, строительства и эксплуатации;

2) готовность и диагностика;

3) системы безопасности;

4) управление авариями.

Системы безопасности и меры по управлению авариями, предусматривающие также использование дополнительных технических средств, обеспечивают целостность физических барьеров защиты через три фундаментальных функции защиты:

1) контроль за реактивностью и аварийное отключение реактора (управление мощностью);

2) отвод тепла от активной зоны (охлаждение топлива);

3) локализацию утечки продуктов деления.

Современная стратегия предусматривает также 5-й уровень защиты, обеспечивающий ликвидацию последствий аварии и снижение дозовых нагрузок населения в случае выхода радиоактивности за пределы площадки АЭС.

Принятие этой стратегии в конце 80-х годов означает начало четвертого периода развития АЭ РФ - периода разработки и реализации проектов АЭС нового поколения.

Параллельно с разработкой новых проектов должна решаться задача повышения эксплуатационной надежности действующих АЭС и доведения их безопасности до приемлемого уровня. «Приемлемый уровень» не обязательно означает полное соответствие требованиям современной нормативной базы, этого едва ли можно добиться для АЭС первого поколения, все еще находящихся в эксплуатации. Для них с 1990 г. введен особый режим эксплуатации, предусматривающий ужесточение контроля металла оборудования и трубопроводов первого контура и систем безопасности, а также модернизация систем безопасности и других систем, важных для безопасной эксплуатации АС.

Работа по повышению эксплуатационной надежности и безопасности действующих АЭС проводилась постоянно, но лишь с начала 90-х годов она приобрела концептуальную основу и статус приоритетной задачи отрасли.

Повышение безопасности действующих АЭС с ВВЭР

Все АЭС имеют свою статистику инцидентов и свой уровень надежности, часто достаточно высокий. Однако индивидуальные и групповые особенности проектов, старение оборудования и ужесточение НТД заставляет эксплуатирующую организацию искать рациональные пути для подтверждения реального статуса безопасности каждого энергоблока и его повышения до уровня современных требований.

Общий подход к таким работам был выработан экспертами МАГАТЭ [8] после проведения инспекций АЭС с ВВЭР первого поколения и анализа их безопасности. В 1990 г. МАГАТЭ приступило к реализации программы оказания помощи странам Восточной Европы и Советского Союза, а впоследствии России в оценке безопасности АЭС с реакторами первого поколения ВВЭР-440 проекта В-179 и В-230. В 1992 г. программу расширили [9,10] с целью охвата действующих и строящихся энергоблоков с реакторами ВВЭР-440, ВВЭР-1000 и РБМК. В программе было признано, что проблемы, связанные с безопасностью при эксплуатации требуют проведения дальнейших исследований применительно к конкретной АЭС.

Объектом настоящего исследования является энергоблок с реактором ВВЭР и входящими в состав РУ оборудованием, трубопроводами, теплоносителем, системами управления и безопасности, предметом исследования - переходные физические и теплогидравлические процессы в аварийных ситуациях с потерей теплоносителя и выбор методов и средств управления аварийной ситуацией (противоаварийных процедур) с целью перевода РУ в конечное безопасное состояние.

В связи с вышесказанным можно сделать вывод, что изучение этих вопросов является весьма актуальной задачей, ибо она призвана повысить уровень безопасности энергоблока и АЭС в целом.

Целью работы является расчетно-техническое обоснование рекомендаций оперативному персоналу по управлению аварийными ситуациями (противоаварийных процедур) с целью перевода реакторной установки (РУ) в конечное безопасное состояние и обеспечение безопасной эксплуатации АЭС с ВВЭР в аварийных режимах с потерей теплоносителя.

В соответствии с поставленной целью необходимо решить следующие задачи:

• оценить достаточность анализа аварийных ситуаций по исследованным параметрам для обоснования необходимого уровня безопасности РУ;

• оценить достаточность анализа аварийных ситуаций по причинам, вызывающим аварийную ситуацию, для обоснования необходимого уровня безопасности РУ;

• в случае недостаточности этого анализа провести необходимые исследования причин, вызывающих аварийную ситуацию, мер и способов управления аварийной ситуацией;

• при необходимости разработать комплекс мер по управлению аварийной ситуацией, имеющих своей целью обеспечить перевод реакторной установки в конечное безопасное состояние.

Исследования и анализ результатов работы выполнены с использованием следующих методов:

• математического моделирования физических и теплогидравлических процессов, протекающих в РУ в рабочих и аварийных режимах;

• численного решения систем дифференциальных уравнений, описывающих теплогидравлические процессы в РУ и оборудовании входящем в ее состав;

• экспертной оценки.

Достоверность результатов подтверждена:

• валидацией опытных данных, положенных в основу физических моделей и замыкающих соотношений, использованных при разработке системных теплогидравлических программных кодов, описывающих аварийные ситуации РУ;

• верификацией блоков программных кодов на фрагментарных экспериментальных стендах и установках;

• верификацией системных программных кодов на комплексных стендах безопасности;

• совпадением результатов расчетного анализа аварийных ситуаций с использованием программных кодов с некоторыми авариями, реально произошедшими на действующих АЭС.

Научная новизна обосновывается следующими положениями:

• сформулирован перечень исходных событий (аварийных ситуаций) соответствующий современной концепции безопасности АЭС с ВВЭР сформулированной в основополагающих документах ОПБ-88/93 и INSAG-12;

• впервые проведено комплексное исследование безопасности Первого блока Калининской АЭС при различных исходных событиях, включая следующие исходные события:

1) Аварии с разрывом первого контура и потерей теплоносителя.

2) Аварии на парогенераторе с течью из первого контура во второй и аварии с полной потерей теплоносителя первого контура (питательной воды).

Практическая ценность и внедрение результатов исследования:

• по результатам расчетного анализа сделаны выводы или о достаточности работы систем безопасности для обеспечения безопасности РУ в различных аварийных ситуациях, или необходимости действий оператора в их поддержку;

• по результатам расчетного анализа разработаны рекомендации для оперативного персонала (противоаварийные процедуры) по управлению аварийной ситуацией с целью перевода реакторной установки в конечное безопасное состояние, которые внедрены на первом блоке КаАЭС, подготовлены к внедрению на втором блоке КаАЭС и ведется их разработка для внедрения на остальных действующих АЭС с ВВЭР;

• в результате исследования существенно повышена безопасность первого блока КаАЭС.

Автор защищает:

• результаты разработок противоаварийных процедур по управлению аварийной ситуацией с малыми течами первого контура;

• результаты разработок противоаварийных процедур по управлению аварийной ситуацией с разрывом первого контура и наложением неисправности впрыска бора высокого давления;

• результаты разработок процедур по управлению аварийной ситуацией с течью первого контура во второй при незакрытии БРУ-А на аварийном парогенераторе;

• результаты разработок процедур по управлению аварийной ситуацией с полной потерей воды парогенераторов;

• результаты разработки и внедрения на первом блоке КаЭС правил управления и инструкций оперативному персоналу (противоаварийных процедур) по управлению перечисленными аварийными ситуациями с целью перевода РУ в конечное безопасное состояние.

Личный вклад автора.

Автор как руководитель и исполнитель принимал непосредственное участие на всех этапах работ, положенных в основу представленной диссертации: анализ безопасности действующих АЭС; формулировка современной концепции безопасности АЭС с ВВЭР; разработка и обоснование перечня исходных событий, влияющих на безопасность АЭС и выбор перечня исходных событий, подлежащих исследованию в настоящей работе; выбор стратегии управления аварийными ситуациями для последующих расчетов; анализ результатов расчетов аварийных ситуаций на первом блоке КаАЭС, вызванных различными причинами; разработка и внедрение противоаварийных процедур для оперативного персонала по управлению аварийной ситуацией с целью перевода РУ в конечное безопасное состояние.

Апробация работы.

Основные результаты диссертационной работы доложены на международных и российских конференциях и совещаниях:

1. Совещание консультантов МАГАТЭ по реконструкции и мерам повышения безопасности АЭС с реакторами ВВЭР-440/213, Вена, 11-15 апреля, 1994 г.

2. Миссия технической поддержки ВАО АЭС на Волгодонской АЭС «Разработка и внедрение симптомно ориентированных инструкций» 27-31 января 2003 г.

3. Координационный комитет Росэнергоатом - «Electricite de France» Москва. 26 июня 2003 г.

4. Техническое совещание ЭДФ-РОА «Адаптация аварийных процедур для второго блока Калининской АЭС», Лион, 02-04 февраля 2004 г.

5. Отраслевое совещание «Базы знаний и экспериментальные исследования по теплогидравлике ЯЭУ». ГНЦ РФ ФЭИ имени А.И. Лейпунского, Обнинск, 23-24 ноября 2004 г.

6. Международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР», Подольск, ОКБ «Гидропресс», 23-26 мая, 2005.

Основные результаты работы опубликованы в 4 статьях [92, 121, 124, 128], 4 отчетах по НИР [119, 120, 125, 126] и 1 тезисах доклада [127].

Объем работы.

Работа состоит из введения, пяти глав и заключения. Диссертация изложена на 163 страницах текста, куда входит 18 рисунков, 8 таблиц, список литературы, включающий 128 наименований, в том числе 9 работ автора.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ И ВЫВОДЫ

1. Требования к безопасности проектируемых и вновь строящихся в России АЭС определенные в ОПБ-88/97 приближены к международным требованиям. Безопасность ряда действующих АЭС, проектирование и строительство которых проводились в соответствии с ОПБ-82 и особенно ОПБ-73, не соответствовала международным требованиям, в частности в перечень рассматриваемых исходных событий не был включен ряд аварийных ситуаций, которые считались либо маловероятными, либо несущественно влияющими на безопасность АЭС.

2. Проведена оценка достаточности анализа аварийных ситуаций по исследованным параметрам и причинам, вызывающим аварийную ситуацию, на основании которой сформулирован ряд неисследованных ранее исходных событий, определяющих безопасность РУ и АЭС в целом. Сформулированы исходные данные, начальные и граничные условия для расчетного анализа аварийных ситуаций. Дано краткое описание расчетных кодов и программ, которые использовались для расчета аварийных ситуаций. Разработана и обоснована обобщенная расчетная схема реакторной установки с реактором ВВЭР-1000/339.

Проведен расчетный анализ некоторых аварийных ситуаций, а именно.

3. Малые течи первого контура (Ду 12 - 15 мм из начального состояния реактора - работа на номинальной мощности и Ду 48, 49 мм из начального состояния реактора - «горячий останов») с целью определения необходимости вмешательства оператора в поддержку автоматических систем безопасности. Показано, что вмешательства оператора не требуется. Во всех исследованных режимах происходит срабатывание АЗ-1. В режимах, в которых не происходит формирования сигнала на запуск систем безопасности по совпадению сигналов «падение давления в первом контуре менее 14,7 МПа, и скорость падения давления - более 0,078 МПа/с» (течи Ду 12 - 15 мм) расхолаживание реактора и его перевод в подкритичное состояние обеспечивается за счет работы двух насосов подпитки. При течи

Ду 38 мм также не происходит формирование сигнала на запуск систем безопасности, но его расхолаживание и перевод в подкритичное состояние обеспечивается пассивной системой САОЗ. При течи Ду 39 мм формируется сигнал на запуск систем безопасности, его расхолаживание и перевод в подкритичное состояние.

4. Выполнен расчет аварийных процессов с разрывами первого контура эквивалентными диаметрами Ду50-Ду 279 с отключением ГЦН в различные моменты времени. Анализ результатов расчета показал, что задержка отключения ГЦН несколько улучшает условия охлаждения активной зоны, однако это улучшение не имеет принципиального значения. Даже автоматическое отключение ГЦН сразу после формирования сигнала на их отключение (ts < 15°С), во всех исследованных режимах работа систем безопасности в полном объеме обеспечивает расхолаживание активной зоны и поддержание ее в подкритичном состоянии. Поэтому ГЦН должны останавливаться в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

5. Проведен расчетный анализ спектра аварий с течами из холодной нитки ГЦТ Ду 50 - Ду 100 с целью проверки непрерывности подачи борного раствора в активную зону из различных составляющих системы безопасности. Показано, что во всех исследованных режимах существует перекрытие по времени между окончанием работы составляющей более высокого давления и началом работы составляющей более низкого давления. Это обуславливает непрерывность подачи бора в активную зону, расхолаживание реактора и поддержание его подкритичности на всем протяжении аварии.

6. Выполнен расчет аварий с течами первого контура эквивалентным диаметром Ду 20 - Ду 100 в условиях отказа системы впрыска бора высокого давления. Анализ результатов расчета показал, что при разрыве Ду 100 наблюдается разогрев оболочек твэл до 600°С. Однако за счет процесса истечения в разрыв, впрыска борного раствора от ГЕ САОЗ и работы насосов ТК давление в первом контуре снижается до значения, позволяющего начать подачу борного раствора от насосов аварийного расхолаживания. Это дает возможность без вмешательства оператора приостановить процесс разогрева оболочек твэл и обеспечить расхолаживание активной зоны без превышения максимального проектного предела повреждения оболочек твэл. Аварии с течами Ду 80 и менее требуют вмешательства оператора в процесс расхолаживания РУ, который заключается в переводе одного из БРУ-А в режим расхолаживания для обеспечения снижения давления в первом контуре до значения 1,47 МПа, что позволяет включить в работу насосы АР.

7. Исследована запроектная авария «Течь теплоносителя первого контура во второй при незакрытии БРУ-А на аварийном парогенераторе». Показано, что для перевода РУ в конечное безопасное состояние необходимо вмешательство оперативного персонала в аварийный процесс. Проведено расчетное обоснование действий оператора и разработана стратегия управления аварией, которая позволяет обеспечить перевод Ру в конечное безопасное состояние и не допустить выброса в окружающую среду радиоактивных веществ через не закрывшийся БРУ-А до значений превышающих требований НРБ-97.

8. Рассмотрена аварийная ситуация с полной потерей питательной воды парогенераторов, обусловленной отключением питательных насосов (основных и аварийных). Показано, что без принятия каких-либо мер через 3600 секунд после начала аварии наступает кризис теплообмена на поверхности наиболее напряженных твэл. Проведено расчетное обоснование действий оператора и разработана стратегия управления аварией, которая позволяет обеспечить расхолаживание РУ и ее перевод в конечное безопасное состояние.

9. Все разработанные противоаварийные процедуры по действиям оперативного персонала по управлению аварийными ситуациями (противоаварийные процедуры) включены в соответствующие инструкции.

Ю.Таким образом, во всех исследованных аварийных ситуациях и режимах обеспечивается (системами безопасности самостоятельно или системами безопасности и их поддержкой оперативным персоналом) перевод реакторной установки в конечное безопасное состояние и обеспечение трех основных функций безопасности -управление мощностью реактора и обеспечение его подкритичности, отвод тепла от активной зоны и обеспечение целостности твэл, локализация радиоактивных веществ в заданных границах.

1. Стратегия развития атомной энергетики России в первой половине XXI века. Основные положения. -Москва. 2000 г.

2. Букринский A.M. Развитие концепции безопасности АС России // Атомная энергия. -1994. -Т.76. вып.4. -С.273-281.

3. Общие положения по безопасности при проектировании, строительстве и эксплуатации АЭС (ОПБ-82). -М.: Энергоатомиздат, 1983.

4. Общие положения обеспечения безопасности атомных станций (ОПБ-88) ПНАЭГ 1-011-89. -М.: Энергоатомиздат, 1990, 44 с.

5. Безопасность атомных станций (Справочник). EDF/Росэнергоатом, EDF-EPN-DSN-PARIS-September 1994, 255 с.

6. МАГАТЭ. Эксплуатационная безопасность ядерных установок. Миссия OS ART. Финляндия, NENS/OS ART/91/46, апрель 1991.

7. Проблемы безопасности атомных электростанций с реакторами ВВЭР-440 модель 213 и их категории. Публикация внебюджетной программы по безопасности АЭС с реакторами РБМК и ВВЭР. IAEA-EBR-WWER-03, МАГАТЭ, -Вена, 1997 г.

8. Проблемы безопасности атомных электростанций с реакторами ВВЭР-1000/320 и их категории. Публикация внебюджетной программы побезопасности АЭС с реакторами РБМК и ВВЭР. IAEA-EBR-WWER-05, МАГАТЭ, -Вена, 1997 г.

9. Правила ядерной безопасности реакторных установок атомных станций. ПБЯ РУ АС-89.(ПНАЭГ-1 -024-90)//Госатомэнергонадзор. -Москва, 1990 г.

10. Серия изданий МАГАТЭ по безопасности № 75-INSAG-3. Основные принципы безопасности АЭС.

11. Швыряев Ю.В., Морозов В.Б., Барсуков А.Ф., Деревянкин А.А, Токмачев Г.В. Состояние и проблемы вероятностного анализа безопасности для АЭС с ВВЭР//Атомная энергия. 1993. - Т.74. - Вып.6. - С.459-466.

12. Виденеев Е.Н., Волков В.А., Кольцов С.А. Анализ режима некомпенсируемой течи теплоносителя первого контура с позиции вероятностного метода безопасности//Теплоэнергетика. — 1993. — №8, — С.42-46.

13. Концепция повышения безопасности блоков 3, 4 Кольской АЭС. Министерство РФ по атомной энергии. Кольская атомная электростанция, 1994, 156 с.

14. Концепция повышения безопасности действующих блоков атомных станций с ВВЭР-1000. -М: «Росэнергоатом» /АЭП/ОКБ ГП/ИЯР РНЦ КИ/ВНИИАЭС, 1993, 383 с.

15. Комплексная базовая программа модернизации блоков АЭС ВВЭР-1000 (В-320). Ревизия 3. -МОХТ «Отжиг» PM/EDF DE - CLI - май 1995, 468 с.

16. Программа научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по обеспечению надежной и безопасной эксплуатации атомных станций: НИОКР-95. -М: «Росэнергоатом», 1995, 225 с.

17. Программа научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по обеспечению надежной и безопасной эксплуатации атомных станций: НИОКР-96. -М:.«Росэнергоатом», 1995, 130 с.

18. ВАБ 1-го уровня для 3-го блока АЭС «Пакш». Основной доклад. Институт электроэнергетических исследований VEIKI. -Будапешт, Венгрия, август 1994 г.

19. Нигматулин Б.И., Тихоненко JI.K. Обзор и оценка уровня новых разработок по повышению безопасности АЭС в России/Препринт ЭНИЦ №2/01-96. -Электрогорск, 1996, 230 с.

20. Программа для ЭВМ. Расчет нестационарных режимов энергетических установок с ВВЭР «Динамика-5»: Методика расчета 8624606.00306-01001. ГКАЭ ОКБ «Гидропресс», 1989.

21. Мысенков А.И. МОСТ-10 программа для расчета нестационарных процессов в ЯППУ с ВВЭР и включение ее в программу SPASE на PC: Отчет о НИР/РНЦ «Курчатовский институт», инв.№32/1-1863-92, 1992.

22. Программа для ЭВМ. Расчет параметров 1 контура при разрывах трубопроводов. «ТЕЧЬ-М-4»: Спецификация, 8624606.00256-01 / ГКАЭ ОКБ «Гидропресс», 1989.

23. Требования к составу и содержанию отчета о верификации и обосновании программных средств, используемых для теплогидравлических расчетов РД-03-34-95.

24. G.Lerchl, H.Austregesilo. ATHLET Mod. 1.1. Cycle С, Users Manual. GRS-P-l/Vol.l, Okt. 1995. )

25. H.Austregesilo, D.Deitenbeck. ATHLET Mod. 1.1. Cycle C, Programmers Manual. GRS-P- 1/Vol. 1, Okt. 1995.

26. V.Teschendorff, H.Austregesilo, G.Lerchl. Methodology, Status and Plans for Development and Assessment of the Code ATHLET. OECD/CSNI Workshop on Transient Thermal-Hydraulic and Neutronic Codes Requirements. Annapolis, Md. USA, November 5-8, 1996.

27. Josef Zlatnansky. IAEA Older-reactors Group Looks at V-230//Nuclear Eng. Int. 1991. - Vol. 36. - № 440. - P.17-19.

28. W.Shier, P.Hohut, W.Horak. Evaluation of Single Failure Effects During Loss off Coolant Accidents for AWWER-440 Reactor//Proceedings of ICONE-3. 1995.-Vol.3.-P.1231-1236.

29. Оценка безопасности АЭС Стендаль, блок А, ВВЭР-1000/В-320: Отчет/GRS, 1995, 491 с.

30. Асмолов В.Г. Результаты исследования тяжелых аварий водоохлаждаемых реакторов//Атомная энергия. 1994. - Т.76. - Вып. 4. - С. 282-302.

31. Анализ аварийных режимов. Расчетное обоснование управления авариями. Энергоблок №1 Калининской АЭС: Основные исходные данные: Отчет/Концерн «Росэнергоатом ОКБ «Гидропресс»/, Инв.№32/1-190-96, 1996.

32. Гильванов JI.M. Разработка модели полномасштабного расчета активной зоны ВВЭР-1000 и включение ее в программу SPASE. Постановка программы SPACE на PC: Отчет РНЦ «Курчатовский институт», инв.№32/1-1863-92, 1992.

33. Юдов В.Ю. Верификация пакетов программ ДЖИП на интегральном стенде безопасности ИСБ-ВВЭР/Труды Международной Конференции «Теплофизические аспекты безопасности ВВЭР». Обнинск: ГНЦ РФ ФЭИ. -1995.-Т.З.-С. 5-19.

34. Обзор основных исследовательских работ, выполненных в 1993 г.: ГНЦ РФ НИИАР, Дмитровград, 1994, 178 с.

35. Обзор основных исследовательских работ, выполненных в 1994 г.: ГНЦ РФ НИИАР, Дмитровград, 1995, 247 с.

36. Курчатов С.Ю., Лиханский В.В., Хоружий О.В. Динамика выхода газообразных продуктов деления из расплавленного ядерного топлив //Атомная энергия. 1995. - Т.79 - Вып.2. - С. 138-145.

37. Нигматулин Б.И., Осокин Г.В., Гашенко В.А. Экспериментальные исследования в ЭНИЦ по проблемам тяжелых аварий на АЭС//Сборник докладов ЯО-94, С. 674-681.

38. Разработка, модификация и верификация кодов для моделирования тяжелых аварий на АЭС: Отчет (промежуточный)/ЭНИЦ/13.447, 1995, 323 с.

39. Программный комплекс HYDER для анализа распространения и горения водорода в контайнменте: Отчет/ЭНИЦ/13.393, 1994 г., 100 с.

40. Rochard R. The GSP Methology for Accuracy Evaluation: Application to ISP 27 Calculation//Report of Mission D 3,Moscow 31 Juli-5 August, 1995/

41. Devkin A.S. Podosanov A.S. Estimation of the Accuracy of the RELAP5/Mod3 Subcooled Boiling Model//Proceedings of Int. Conf. On «New Trends in Nuclear System Thermalhydraulics», May 30- June 2, 1994, Pisa, Itali, Vol.1, P. 415-417.

42. Российская стандартная проблема безопасности №1 (СПБ-1) на стенде ИСБ-ВВЭР. Малая течь 2,4% из выходной камеры реактора: Отчет (заключительный)/ЭНИЦ/3.433, 1995, 317 с.

43. Liesch К., Reocraux М. Report on Verification Matrix for Thermalhydraulic System Codes applied for WWER Analysis. Garching/Cadarache, May 1995 P. 161.

44. Разработка матриц верификации системных теплогидравлических кодов применительно к ВВЭР-1000: Отчет (промежуточный)/ЭНИЦ/2.421, 1994, 79 с.

45. Пост-тестовое моделирование эксперимента CORA-W-2. Расчет стадий разогрева ТВС: Отчет/ЭНИЦ/362.48, 1994, 64 с.

46. Мелихов В.И., Мелихов О.И., Нигматулин Б.И., Ходжаев Я.Д. Моделирование эксперимента CORA-W-2 кодом DECO //Труды Международной Конференции «Теплофизические аспекты безопасности ВВЭР». Обнинск: ГНЦ РФ ФЭИ. - 1995. - Т.2. - С. 196-209.

47. Артемов В.И., Еркимбаев А.О., Нигматулин Б.И, Янков Г.Г. Матеметическая модель кода ANCOR: Препринт ЭНИЦ L11-19, 1995.

48. Беспалов C.E., Каратов A.B., Михайлов П.В., Момот Г.В., Хрулев А.А. Особенности расчета выхода продуктов деления из разрушенной активной зоныг „при тяжелых авариях/Мтомная энергия. 1995. - Т. 79. - Вып. 2. - С. 134-138.

49. Закржевская И.В., Момот Г.В., Статков А.В., Хрулев А.А., Шмелев В.П. Экспериментальное определение утечки твердых продуктов деления при температуре, имитирующей аварийные ситуации АЭС/Атомная энергия. 1993. - Т.75. - Вып. 5. - С. 363-367.

50. Беспалов С.Е., Момот Г.Е., Хрулев А.А. Методика анализа экспериментальных данных по утечке продуктов деления//Атомная энергия. -1993. Т.75. - Вып. 6. -.С. 465-471.

51. Нургалиев P.P., Динь Чук Нам, Попов А.А. Численное моделирование свободной конвекции тепловыделяющей жидкости в закрытых вертикальных цилиндрических и полусферических сосудах (верификация кода NARAL): Препринт ЭНИЦ L11-07, 1993, 23 с.

52. Нургалиев P.P., Динь Чук Нам. Численное моделирование свободной конвекции тепловыделяющей жидкости при высоких числах Рэлея (турбулентная естественная конвекция): верификация кода NARAL/Препринт ЭНИЦ L11-08,1993,22 с.

53. Мухтаров Э.С., Нигматулин Б.И., Скибин А.П., и др. Численное моделирование свободной конвекции тепловыделяющей жидкости в закрытых вертикальных цилиндрических и полусферических сосудах (верификация кода NARAL/CAVITY)/TIpenpHHT ЭНИЦ L11-16, 1994, 39 с.

54. Долгов В.В., Кащеев М.В., Муранов Ю.В. Модель теплового разрушения корпуса реактора при аварии с расплавлением активной зоны//Труды Международной Конференции «Теплофизические аспекты безопасности ВВЭР». Обнинск: ГНЦ РФ ФЭИ. - 1995. - Т.З. - С. 170-180.

55. Отраслевая научно-техническая программа «Анализ проектных и запроектных аварий на действующих АЭС с ВВЭР». -М:. Росэнергоатом, 1995, 24 с.

56. Перемешивание расплава с охладителем и распространение термической детонации: Отчет/ЭНИЦ/13.408, 1993 106 с.

57. Зайчик Л.И., Першуков В.А., Винберг А.А. и др. Разработка программного комплекса для моделирования гидродинамических процессов в элементах контайнмента/Препринт ЭНИЦ 114-02, 1995, 33 с.

58. Безлепкин В.В.,Шаньгин Н.Н., Ефанов А.Д. и др. Расчетно-экспериментальное обоснование системы подавления водорода в защитной оболочке АЭС с ВВЭР-640//Теплоэнергетика. 1995. -№ 12. - С. 37-42.

59. Создание комплекса программ CODET для анализа детонации водородовоздушной смеси в контайнменте: Отчет/ЭНИЦ/13.392, 1994, 81 с.

60. Breitung W., Dorofeev S.B., Efimenko A.A, Redlinger R., Sidorov V.P. Large Scale Experiments on Hydrogen-Air Detonation Loads and their Numerical Simulation//ARS 94 Int. Topical Meeting Advanced Reactor Safety, April 16-21,1994, Pittsburg, PA, P. 13.

61. Разработка генераторов твердых растворимых аэрозолей и летучих форм йода для экспериментальных исследований моделей фильтрующих устройств на экспериментальной установке ЭНИЦ: Отчет (промежуточный)/ЭНИЦ/5.443,1995, 22 с.

62. Экспериментальные и расчетные исследования в обеспечении верификации и обоснование программных комплексов для процессов в пассивных системах безопасности реакторной установки ВВЭР-640: Отчет/СПбАЭП-АО-НПО-ЦКТИ/НУ8-2, 1998, 82 с.

63. Анализ мероприятий по повышению безопасности для реактора ВВЭР-1000: IAEA-WWER-RD-080, 1994.

64. Разработка предложений по повышению безопасности реакторов ВВЭР-1000 для групп международных пользователей реакторов советского проекта. Москва, 1993, IAEA-WWER-SC-092, 1994.

65. Sugimoto J. Study on thermal-hydraulic behavior during reflood phase of a PWR-Loka. Tokyo (Ibaraki).- 1989. -139 p. (Reports; M 88-262 Jap. Atomic energy research inst.

66. Целостность коллекторов ПГ реакторов ВВЭР-1000, IAEA-WWER-RD-057, 1993.

67. Шкаровский А.Н., Аксенов В.И., Сердунь. Исследование аварийных ситуаций с малыми течами первого контура реактора ВВЭР-1000//Известия вузов. Ядерная энергетика. 2004. - № 3. - С. 64-69.

68. США, Департамент энергетики. Общее описание конструкции реактора DOE/NE-0084 Rev.l (октябрь 1987); DOE/NE-OO86 Rev.l (сентябрь 1989)

69. Правила ядерной безопасности реакторных установок атомных станций ПБЯ РУ АС-89, ПНАЭГ-1-024-90. Госатомэнергонадзор СССР, Москва, 1990 г.

70. Основные нейтронно-физические характеристики 9-ой топливной загрузки. КаАЭС, 1993.

71. Реакторная установка В-302. Техническое описание. ОКБ «Гидропресс», 1981.

72. Альбом эксплуатационных схем реакторного цеха. Блок№1 КаАЭС, 1996.

73. Эксплуатационные схемы 2 контура блока №1 Калининской АЭС, 1996.

74. Швыряев Ю В., Барсуков, А.Ф., Деревянкин А.А., Морозов В.Б., Токмачев Г.В., Векслер JT.M. Вероятностный анализ безопасности атомных станций. Методика выполнения. М.: ИАЭ им. И.В. Курчатова, 1992, 266 с.

75. Безруков Ю.А., Астахов В.И Экспериментальное исследование и статистический анализ данных по кризису кипения для пучков твэл ВВЭР//Теплоэнергетика. №2. - 1976. - С 80-82.

76. Л. Тонг. Теплоотдача при кипении и двухфазное течение. -М.: Мир, 1969, 344 с.

77. Отчет о консультативной встрече по результатам миссии ASSET на АЭС с реакторами ВВЭР-1000 МВт, МАГАТЭ. Рабочий материал F-8 CS 102, 28 ноября-6 декабря 1994.

78. Аспекты безопасности реакторов ВВЭР-1000, МАГАТЭ, IAEA-CT-0670 (1992)/(рабочий материал).

79. Анализ мер по повышению безопасности ВВЭР-1000, МАГАТЭ, IAEA, WWER-RD-080 (1994), (доклад руководящего комитета).

80. Предложения по повышению безопасности реакторов ВВЭР-1000 для групп международных пользователей реакторов советской постройки, МАГАТЭ, IAEA,-WWER-SC-092 (1994), (доклад руководящего комитета).

81. RISC AUDIT, Оценка безопасности реакторов ВВЭР-440/213 и ВВЭР-1000/320 на Ровенской АЭС, блоки 1, 2 и 3. Отчет №7 IPSN/GRS Fondenay-aux Roses/Berlin (июль 1994).

82. Миссия по оценке безопасности на Запорожской АЭС. IAEA-WWER-RD-064, (1994), (Доклад миссии).

83. Отчет о миссии ASSET на Балаковскую АЭС в Российской Федерации 5-16 октября 1992 г. IAEA-NENS/ASSET/92/R/05, 5-16 октября 1992 (Доклад миссии).

84. МАГАТЭ, Базовые принципы безопасности для АЭС, Серия по безопасности №75-INSAG-3, IAEA, Вена, 1993.

85. АЭС Козлодуй, Программа модернизации блоков 5 и 6 (версия 0, январь 1995).

86. Рассмотрение программы модернизации АЭС Козлодуй блоки 5 и 6, Козлодуй, Болгария, IАЕA-WWER-SC-143, 26 июня-1 июля 1995 (Доклад миссии).

87. Целостность коллекторов парогенераторов реакторов ВВЭР-1000, IAEA-WWER-RD-057, (1993), (Доклад руководящего комитета).

88. GRSmbH. Оценка важных факторов для безопасности АЭС Стендаль типа ВВЭР-1000/320 GRS-112 (ноябрь 1994).

89. Сравнение российской концепции безопасности АЭС, содержащейся в ОПБ-88 и нормах/правилах следующего более низкого уровня с требованиями NUSS, IAEA-WWER-RD-69, 1994 (Доклад Руководящему Комитету).

90. США Департамент энергетики, Ровенская АЭС блок №3, Основной проект, Изучение вопросов безопасности в части конструкции и эксплуатации USDOE, Вашингтон,D.C. (апрель 1989).

91. МАГАТЭ, Правила по безопасности АЭС. Проектирование, Серия по безопасности №50-C-D(Revl), IAEA, Вена, (1988).

92. Отраслевая научно-техническая программа «Анализ проектных и запроектных аварий на действующих АЭС с ВВЭР».-Росэнергоатом, 1995, 24 с.

93. Суслов А.А. Программа БИПР-7. Материалы ОФАП. 1996 г.

94. Шкаровский А.Н., Волков Б.Е., Машков В.В. и др. Реакторная установка В-338. Физические состояния реактора ВВЭР-1000: Отчет о НИР/ОКБ «Гидропресс» Концерн «Росэнергоатом»/, инв.№338-Пр-032, 1997 г., 40 с.

95. Шкаровский А.Н., Волков Б.Е., Машков В.В. и др. Реакторная установка В-338. Влияние момента останова ГЦН при разрывах первого контура: Отчет о НИР/ОКБ «Гидропресс» Концерн «Росэнергоатом»/, инв.№338-Пр-031, 1998 г., 171 с.

96. Anita Hamalainen, Jaakko Miettinen. Smabre Cod Manuel, Vol. 3, Program description, Technical Research Center of Finland, Nuclear Engineering Laboratory, 1992.

97. Установка реакторная B-341. Обоснование методик и программ для расчета нестационарных режимов на основании экспериментальных данных, 341-Пр-035, ГКАЭ, ОКБ «Гидропресс», 1983.

98. Шкаровский А.Н., Аксенов В.И., Сердунь Н.П. Проверка непрерывности подачи борного раствора в активную зону реактора при разрывах первого контура эквивалентным диаметром Ду 50-Ду 100//Известия вузов. Ядерная энергетика. 2005. - №2. - С. 26-31.

99. Шкаровский А.Н., Аринин В.В., Машков В.В. и др. Течи теплоносителя первого контура во второй при незакрытии БРУ-А на аварийном ПГ: Отчет о НИР/Концерн «Росэнергоатом» РНЦ «КИ»/, инв.№32/1-169-97, 1997 г., 60 с.

100. Шкаровский А.Н., Волков Б.Е., Машков В.В. и др. Реакторная установка В-338. Полная потеря питательной воды парогенераторов: Отчет о НИР/ОКБ «Гидропресс» Концерн «Росэнергоатом»/, инв.№ 338-Пр-030, 1998 г.,54 с.

101. Шкаровский А.Н. Расчетно-техническое обоснование противоаварийных процедур АЭС с ВВЭР-1000//4-я Международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Подольск: ОКБ «Гидропресс», 23-26 мая 2005 г. :Тез. докладов. С. 130.

102. Шкаровский А.Н., Аксенов В.И., Сердунь Н.П. Анализ физических состояний реактора ВВЭР-1000 и управление аварийными ситуациями//Известия вузов. Ядерная энергетика. 2005. - №3. - С.60-68.