Оптимизация условий эксплуатации оборудования и сооружений реакторных установок тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.03, доктор технических наук Рясный, Сергей Иванович

• Рясный, Сергей Иванович
• доктор технических наук
• 2006

Оглавление диссертации доктор технических наук Рясный, Сергей Иванович

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.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оптимизация условий эксплуатации оборудования и сооружений реакторных установок»

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 диссертации по теме «Ядерные энергетические установки, включая проектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатации», Рясный, Сергей Иванович

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.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Рясный, Сергей Иванович, 2006 год

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.