Термосифонные системы пассивного теплоотвода при длительном обесточивании ВВЭР
Дата: 19/12/2012
Тема: Безопасность и чрезвычайные ситуации


В.Н.Пучков, д.т.н., проф. каф. эксплуатации и физической защиты ЯЭУ Севастопольского национального университета ядерной энергии и промышленности

Авария, произошедшая 11 марта 2011 г. на японской АЭС Фукусима-1, сопровождалась потерей теплоносителя первого контура, перегревом и плавлением тепловыделяющих элементов, образованием в результате пароциркониевой реакции водорода с последующим взрывом гремучей смеси, вызвавшим пожары и радиоактивное загрязнение окружающей среды. Важным уроком этой аварии, стало то, что для обеспечения безопасности ядерных энергетических объектов нельзя пренебрегать учетом даже таких факторов риска, проявление которых считается крайне маловероятным.   



Таким фактором при проектировании АЭС Фукусима-1 считалось полное долговременное обесточивание энергоблока. Тем не менее, это событие произошло из-за стечения нескольких обстоятельств: землетрясения, вызванного им цунами и неудачного размещения на атомной электростанции аварийных дизель-генераторов.                                                   

В последние годы произошло кардинальное реформирование концепции безопасности ЯЭУ на всех стадиях их использования. МАГАТЭ выпустило обновленные документы, регламентирующие безопасность АЭС. В них, в частности, сформулированы требования, чтобы суммарная частота плавлений активных зон не превышала 10-5/(реакторов в год), а частота превышений предельных выбросов из контейнмента была, как минимум, на порядок ниже.

Выполнение данных требований возможно только при оборудовании энергоблоков АЭС системами пассивного отвода остаточного тепловыделения (СПОТ). Создание и последующая эксплуатация этих систем сопряжены с необходимостью разрешения большого количества научных и инженерных проблем. Нужно решить, куда лучше подключать систему – к первому или второму контуру; что использовать в качестве конечного поглотителя теплоты – воду или воздух; какое теплообменное оборудование применять в этих системах – традиционные кожухотрубные теплообменные аппараты, теплообменники на основе двухфазных термосифонов или другие устройства; в какой момент подключать СПОТ и т.д.                               

На практике в качестве возможных систем пассивного теплоотвода возможно применение струйных технологий, использующих струйные средства циркуляции. Например, в качестве таких средств могут быть использованы пароводяные струйные аппараты.

В данной работе обсуждаются возможности использования систем пассивного теплоотвода, созданных на базе двухфазных термосифонов (ДТС), а также рассматриваются разные способы компоновки и подключения этих систем к реакторным установкам (РУ) с ВВЭР.

Характер развития аварии при полном длительном обесточивании энергоблока с ВВЭР-1000 без СПОТ

Прежде чем анализировать возможности сохранения за счет СПОТ целостности активных зон при авариях, обусловленных длительным обесточиванием энергоблока, рассмотрим, как могли бы протекать подобные аварии при отсутствии СПОТ. Для этого используем результаты расчетного моделирования запроектной аварии (ЗПА) с полным долговременным обесточиванием энергоблока и аварийным расхолаживанием ВВЭР-1000 через парогенератор [1,2]. Это моделирование выполнялось с использованием расчетного теплогидравлического кода RELAP-5/MOD3.2 применительно к условиям экспериментального теплофизического стенда ИСБ-1 (ЭНИЦ, Электрогорск). Некоторые результаты моделирования представлены на рис. 1.

Указанные расчеты показали, что через 4500 с (1 час 15 минут) после обесточивания энергоблока и срабатывания аварийной защиты (АЗ) реактора практически вся котловая вода будет выпарена из ПГ. В результате прекращения теплоотвода в парогенераторе температура теплоносителя (ТН) начинает быстро увеличиваться, и к 8000 сек ее значение на выходе из реактора достигает температуры насыщения, что приводит к вскипанию теплоносителя в активной зоне (рис. 1б). Генерирование пара в реакторе вызывает рост давления и частые срабатывания предохранительного клапана компенсатора давления (ПК КД).

Кипение ТН приводит к накоплению пара под крышкой реактора, а срабатывания ПК КД – к снижению уровня теплоносителя в реакторе и оголению верхних частей тепловыделяющих сборок (ТВС). Попадание пара в контур вызывает срыв естественной циркуляции теплоносителя, следствием чего является запаривание активной зоны.

Рис. 1. Результаты расчетного моделирования ЗПА с полным обесточиванием энергоблока для условий ИСБ-1: (а) – весовой уровень в ПГ; (б) – температура теплоносителя; (в) – весовой уровень от низа активной зоны; (г) – температура оболочек твэлов. 

Из-за низкого коэффициента теплоотдачи от твэлов к пару, примерно на 8800 секунде в активной зоне создаются условия возникновения кризиса теплоотдачи. Начинается быстрый рост температуры оболочек твэлов вплоть до их плавления.

Системы пассивного теплоотвода на базе традиционных теплообменников

Если ограничиться рассмотрением СПОТ, у которых конечным поглотителем тепловой энергии является объем воды, ограниченный размерами бака, то эти системы можно разделить на два класса: системы пассивного отвода теплоты от 2-го контура и системы пассивного отвода теплоты от 1-го контура. 

Пассивные системы теплоотвода могут обладать разной степенью пассивности, для оценки которой в документе МАГАТЕ "IAEA-TECDOC-626" [3] пред­ложены критерии, перечисленные в табл. 1. Эти критерии были рекомендованы для качественной оценки и общей классификации любых пассивных систем безопасности (ПСБ), которые полностью состоят из пассивных элементов или используют незначительное количество активных элементов для запуска пассивных подсистем, входящих в состав ПСБ.

Табл. 1. Критерии степени пассивности ПСБ [3]

Критерии

Степень пассивности системы безопасности

A

B

C

D

Входной управляющий сигнал

-

-

-

+

Внешний энергоисточник

-

-

-

-

Движущиеся механические части

-

-

+

+

Движущиеся силовые жидкости

-

+

+

+

В качестве примера системы пассивного отвода теплоты от 2-го контура можно привести разработку Киевского научно-исследовательского и проектно-конструкторского института "Энергопроект" [4]. На рис. 2 изображена схема компоновки теплообменника (ТО) СПОТ и бака аварийного отвода теплоты (БАОТ), расположенных в обстройке ре­акторного отделения АЭС. Теплообменник представляет собой рекуперативный теплообменный аппарат, теплопередающая поверхность которого образована гладкими вертикальными трубами. Внутри этих труб циркулирует охлаждающая вода, поступающая из БАОТ. По 2-му контуру теплообменник СПОТ подключается к главному паропроводу и к конденсатному трубопроводу.

 

Рис. 2. СПОТ-ПГ с ТО и БАОТ

При наличии СПОТ-ПГ пар в процессе отвода остаточного тепловыделения реактора не сбрасывается в атмосферу, а поступает из ПГ в межтрубное пространство теплообменника СПОТ и, двигаясь сверху вниз, конденсируется на наружной поверхности трубок. Поскольку теплообменник расположен выше парогенератора, образовавшийся в межтрубном простран­стве конденсат самотеком возвращается в парогенератор.

Движение охлаждающей воды из БАОТ в теплообменник осуществляется под действием сил гравитации. Движущий напор создается за счет возвышения БАОТ над ТО, а также за счет разных плотностей среды в опускной и подъемной ветвях. Вода из бака стекает в ТО, нагревается и частично испаряется в трубах. Образовавшаяся пароводяная смесь поднимается в БАОТ (рис. 2). При этом горячая вода смешивается с относительно холодной водой в баке, а несконденсировавшийся пар через выпускной патрубок сбрасывается в атмосферу.

Серьезным недостатком систем пассивного теплоотвода через парогенератор (СПОТ-ПГ) является необходимость поддержания уровня воды в ПГ. Для выполнения этого требования нужна управляемая арматура по 2-му контуру и вмешательство оператора для перевода ПГ из обычного режима эксплуатации в режим расхолаживания. В случае наложения аварии с течью 2-го контура задача удержания уровня в ПГ становится вообще невыполнимой. Вследствие этих причин зарубежные проектанты отдают предпочтение системам пассивного теплоотвода непосредственно через реактор (СПОТ-Р).

Примером подобных систем может служить СПОТ "RP2"[5], принципиальная схема которой представлена на рис. 3. Эта СПОТ содержит в своем составе три петли, каждая из которых подключена к одной из петель 1-го контура. Петля СПОТ имеет теплообменник аварийного расхолаживания (ТОАР), погруженный в бассейн-охладитель, размещенный под герметичной оболочкой реакторного отделения. Для осуществления естественной циркуляции теплоносителя теплообменник расположен выше реактора. На холодной нитке СПОТ установлен пусковой клапан (ПК), который в обычных условиях всегда закрыт (рис. 3).

 

Рис. 3. СПОТ-Р "RP2"

При аварийном обесточивании главного циркуляционного насоса (ГЦН) пусковой клапан открывается и начинается естественная циркуляция теплоносителя через теплообменник аварийного расхолаживания, обеспечивающий отвод остаточного тепловыделения в реакторе.  

Системы пассивного теплоотвода на базе двухфазных термосифонов

Прежде чем рассматривать термосифонные теплообменники, кратко охарактеризуем сам двухфазный термосифон, принцип действия которого иллюстрирует рис. 4а. Двухфазный термосифон представляет собой вакуумированный металлический контейнер, частично заполненный теплоносителем (например, водой). При нагревании нижней части ДТС теплоноситель вскипает и образовавшийся пар поднимается вверх к участку охлаждения. Там пар конденсируется, отдавая при этом теплоту фазового перехода. Образовавшийся конденсат под действием сил гравитации стекает на участок обогрева, где снова вскипает, продолжая, таким образом, теплообменный цикл. Высокие коэффициенты теплоотдачи при кипении и конденсации циркулирующего в ДТС теплоносителя, а также большая скрытая теплота парообразования воды, передаваемая в процессе последовательных фазовых превращений теплоносителя ДТС, объясняют высокую эффективность теплопереноса устройствами этого типа. 

 

Рис. 4. Принципиальная схема ДТС (а) и конструктивная схема ТОАР (б)

Для отвода больших тепловых мощностей термосифоны объединяют в термосифонные теплообменные аппараты. Конструктивная схема такого теплообменника аварийного расхолаживания (ТОАР) реактора представлена на рис. 4б. Термосифонный теплообменный аппарат имеет цилиндрический корпус с эллиптическими крышками на торцах и 4 патрубка. Теплопередающую поверхность ТОАР образует сборка цилиндрических термосифонов, расположенных вертикально в узлах треугольной решетки. В центральной части ТОАР установлена трубная доска, являющаяся несущим элементом сборки ДТС. Красными стрелками на рис. 4б показан тракт циркуляции охлаждаемого теплоносителя 1-го контура, а синими – тракт циркуляции теплоносителя промежуточного контура, отводящего теплоту от ТН 1-го контура к конечному поглотителю или еще к одному промежуточному контуру. 

Наряду с рассмотренной конструктивной схемой термосифонного ТОАР могут использоваться и другие схемы. В частности, теплообменник с ДТС может не иметь корпуса со стороны конечного поглотителя, как это показано на рис. 5.

 

Рис. 5. Вариант моноблочной СПОТ на базе ДТС

Главным достоинством термосифонных теплообменников является то, что каждый термосифон - это замкнутый промежуточный контур теплопереноса, разделяющий греющий контур и поглотитель теплоты. По этой причине показатели надежности СПОТ с ДТС превышают аналогичные показатели систем теплоотвода с традиционными кожухотрубными ТОА [6].

Разгерметизация одного или нескольких ДТС не сказывается на работоспособности теплообменника и не приводит к проникновению среды из контура высокого давлением в контур низкого давления. Например, появление течи в ТОАР со стороны испарительного участка ДТС не приведет к распространению радиоактивности за пределы промежуточного контура ТОАР. Теплоноситель 1-го контура заполнит только внутреннюю полость разгерметизированного термосифона.

В случае необходимости, количество защитных барьеров может быть увеличено за счет последовательного включения двух термосифонных ТОАР. Так в работах [6,7] предлагается использовать два теплообменника с ДТС, один из которых является кольцевым. Это существенно снижает вероятность того, что в аварийных ситуациях радиоактивные продукты смогут выйти за пределы барьеров безопасности. 

На рис. 6 показана система пассивного теплоотвода, реализующая идею увеличения количества барьеров защиты за счет использования двух последовательно включенных промежуточных контуров теплопереноса между 1-м контуром РУ и конечным поглотителем [7]. При этом второй промежуточный контур выводится за пределы герметичной оболочки и работает по принципу кольцевого ДТС с разделением потоков пара и конденсата. 

Рис. 6. СПОТ с двумя промежуточными барьерами защиты

Достоинства термосифонных теплообменников не ограничиваются только тем, что они являются дополнительными барьерами защиты. Теплообменники этого типа отличают автономность в работе, высокая теплопередающая способность, минимальное внутреннее термическое сопротивление, способность к трансформации тепловых потоков, минимальное внешнее гидравлическое сопротивление, высокая компактность теплообменного оборудования из-за отсутствия камер для подвода и отвода внешнего теплоносителя. К этому можно добавить простоту конструкции и высокую надежность, приемлемые массогабаритные показатели и простоту эксплуатации теплообменников с ДТС.

Схема подключения СПОТ с ДТС к реакторной установке с ВВЭР

Наиболее перспективными для практической реализации вариантами сопряжения СПОТ с реакторной установкой считаются два подключения:

·   к трубопроводам системы аварийного охлаждения активной зоны (САОЗ);

·   к "горячему" и "холодному" трубопроводам главного циркуляционного контура.

На рис. 7 представлен первый из этих вариантов [8].


Рис. 7. Подключение автономной термосифонной СПОТ к САОЗ ВВЭР

Изображенная на рис. 7 термосифонная СПОТ является автономной, то есть ее работоспособность не зависит от состояния основного теплообменного оборудования РУ, в частности, от работоспособности парогенератора. При включении в работу этой СПОТ начинается циркуляция ТН 1-го контура по тракту: верхний участок петли аварийного охлаждения - ниж­няя полость межтрубного пространства ТОАР – нижний участок петли аварийного охлаждения – активная зона реактора, и далее по этому же циклу. С помощью термосифонов ТОАР теплота передается из нижней в верхнюю полость межтрубного пространства, откуда теплоносителем промежуточного контура отводится за пре­делы герметичной оболочки реакторного отделения в теплообменник-конденсатор (ТК), охлаждаемый водой БАОТ.

В промежуточном теплопередающем контуре, как и в ДТС, осуществляются фазовые превращения теплоносителя – в верхней полости межтрубного пространства (МТП) он вскипает, пар идет в ТК, там конденсируется и в виде конденсата возвращается в верхнюю полость МТП ТОАР, где снова вскипает. Конечным поглотителем тепловой энергии в этой СПОТ является вода, находящаяся в БАОТ.

Поскольку теплоотвод от ТК к воде БАОТ осуществляется при свободной конвекции, коэффициент теплоотдачи получается очень низким. Для интенсификации теплоотвода в работе [9] предложено организовать в БАОТ поток затопленных струй с помощью системы газожидкостной интенсификации (ГЖИ) теплообмена, имеющей в своем составе баллон со сжатым воздухом (рис. 7), воздушный трубопровод и клапан с электромагнитным приводом, открывающийся автоматически при обесточивании. В аварийной ситуации, когда клапан открыт, воздух поступает из баллона к перфорированному коллектору, расположенному под трубчаткой ТК. Всплывающие из коллектора воздушные пузыри формируют вдоль наружной поверхности трубок затопленные газожидкостные струи, которые существенно увеличивают теплоотдачу от трубок к воде.

Влияние СПОТ на развитие аварии при обесточивании энергоблока с ВВЭР-1000

Теперь, когда дана краткая характеристика систем пассивного теплоотвода, имеет смысл сопоставить, как из одного и того же исходного состояния будет протекать аварийный процесс без СПОТ и с подключением такой системы. Для примера воспользуемся результатами расчетного моделирования [10], выполненного с использованием компьютерных кодов RELAP-5/MOD3.2, ДИНАМИКА-97, ATHLET 1.2A и MELCOR 1.8.4.

При выполнении расчетного анализа запроектной аварии с полным длительным обесточиванием энергоблока было принято, что исходное состояние АЭС в полной мере соответствует режиму ее нормальной эксплуатации, и все характеристики активной зоны соответствуют расчетным значениям. Было принято также, что в результате полного обесточивания энергоблока отключились все потребители электроэнергии. Для моделирования аварии особенно важно отключение ГЦН-ов, потеря электроснабжения системой компенсации давления 1-го контура, отключение системы подпитки-продувки 1-го контура, прекращение подачи питательной воды в ПГ, отключение быстродействующей редукционной установки для сброса пара в конденсатор (БРУ-К) и закрытие стопорных клапанов турбогенератора.  

Используемые в расчете текущие значения мощности реактора после срабатывания его аварийной защиты по сигналу обесточивания ГЦН определялись по известной зависимости остаточного тепловыделения от времени после останова реактора. Отвод теплоты от 1-го контура вычислялся как функция сброса пара в атмосферу – вначале через быстродействующую редукционную установку БРУ-А, а затем через импульсное предохранительное устройство парогенератора (ИПУ ПГ). Расход теплоносителя по контуру определялся в результате расчета естественной циркуляции с учетом начального выбега ГЦН.

Расчеты показали, что срабатывания БРУ-А, а затем ИПУ ПГ приводят к существенному  снижению уровня котловой воды в парогенераторе и оголению трубчатки. В результате ухудшается теплоотвод от 1-го контура, следствием чего является рост давления в нем и срабатывания импульсного предохранительного устройства компенсатора давления (ИПУ КД). Из-за потери теплоносителя через ИПУ КД постепенно опустошается сборная камера реактора (СКР). Когда уровень ТН в СКР опускается ниже выходных патрубков реактора, происходит срыв естественной циркуляции теплоносителя.

На рисунках 8а и 8б показаны изменения температуры теплоносителя на выходе из реактора (Твых) и максимальной температуры оболочек твэлов (Тоб) в процессе развития описываемой аварии. Из сопоставления кривых видно, что разные коды дают более-менее согласованные результаты. Полученные данные свидетельствуют, что после срыва естественной циркуляции теплоносителя температура оболочек твэлов начала быстро увеличиваться. Особенно высокой скорость увеличения температуры оболочек становится после того, как в результате снижения уровня ТН в реакторе оголились верхние части твэлов. В условиях чрезвычайно малого  Рис.8

Рис.8 Изменение температуры ТН на выходе из реактора (а) и максимальной температуры оболочек твэлов (б) после полного обесточивания энергоблока (без СПОТ) ко­эффициента теплоотдачи от твэлов к пару возник кризис теплоотдачи, в результате которого температура оболочек твэлов превысила 1000 °С.

Дальнейшее развитие этой аварии рассчитано с использованием кода MELCOR 1.8.4. В результате получено, что на 13300-й секунде начинает плавиться ядерное топливо, а на 21300-й секунде расплав радиоактивной массы ядерного топлива и конструкционных материалов реактора (кориум) стекает на днище реактора и повреждает его.

Вторая серия расчетов, подобных тем, результаты которых приведены выше, выполнена для тех же начальных условий, но в предположении о наличии СПОТ-ПГ [10]. При этом считалось, что СПОТ обеспечивает теплоотвод от первого контура ко второму в парогенераторе, образовавшийся при этом пар конденсируется в теплообменных модулях и конденсат возвращается обратно в ПГ. Результаты расчета зависимостей Твых(t) и Тоб(t) представлены на рис. 9.

 

Рис. 9. Изменение температуры ТН на выходе из реактора (а) и максимальной температуры оболочек твэлов (б) после полного обесточивания энергоблока (со СПОТ ПГ)

В начальной стадии развития аварии даже при наличии СПОТ значительная часть теплоты отводится за счет выброса пароводяной смеси из ПГ в атмосферу (вначале при срабатываниях БРУ-А, а затем – ИПУ ПГ). Однако после некоторого снижения мощности остаточного тепловыделения сброс пара из парогенератора прекращается, и расхолаживание реактора обеспечивается работой СПОТ ПГ.

В заключение сопоставим результаты использования при обесточивании энергоблока АЭС системы пассивного теплоотвода через ПГ (рис. 9) с подобными результатами при использовании СПОТ-Р. С этой целью воспользуемся рас­четными данными [11], полученными при моделировании аварии обесточивания энергоблока с отводом остаточного тепловыделения реактора с помощью автономной термосифонной СПОТ-Р, схема которой представлена на рис. 7. В расчете принято, что запорные клапаны СПОТ открываются на 2410-й секунде. Момент подключения СПОТ выбран из условия га­рантированного недопущения открытия ИПУ КД. Результаты расчетного моделирования, выполненного с использованием кода RELAP-5/MOD3.4, представлены на рис. 10. Они показывают устойчивое снижение температуры оболочек твэлов, а также температуры первого и второго контуров в течение 72 часов.

 

Рис. 10. Изменение температуры ТН на входе и выходе из реактора, максимальной температуры оболочек твэлов и температуры второго контура в ПГ после полного обесточивания энергоблока (с термосифонной СПОТ-Р)

Сравнение полученных расчетных характеристик СПОТ-ПГ и термосифонной СПОТ-Р свидетельствует, что в условиях полного длительного обесточивания энергоблока обе рассмотренные пассивные системы безопасности выполняют заданные функции и обеспечивают надежный и безопасный отвод остаточного тепловыделения в реакторе. СПОТ-Р по сравнению со СПОТ-ПГ расхолаживает реактор с меньшей скоростью снижения температуры твэлов и теплоносителя первого контура.

Поскольку термосифонная СПОТ-Р отводит теплоту непосредственно от 1-го контура, для ее функционирования достаточно сохранить лишь одну функцию безопасности – теплоотвод от активной зоны. Для этого требуется некоторый минимальный запас теплоносителя 1-го контура, при котором не оголяются верхние части ТВС, но не требуется естественной циркуляции ТН в петлях главного циркуляционного тракта [11]. Для надежного же функционирования СПОТ-ПГ, кроме названной функции безопасности, необходимо сохранение еще трех функций:

·   поддержания запаса теплоносителя в 1-м контуре, достаточного для переноса теплоты от реактора к парогенератору при естественной циркуляции ТН в главном циркуляционном трубопроводе;

·   отвода теплоты от 1-го контура ко 2-му в парогенераторе, что требует достаточного запаса котловой воды в ПГ;

·   управления давлением во 2-м контуре при вводе в работу СПОТ-ПГ.

При этом для безопасного отвода остаточного тепловыделения в реакторе с помощью СПОТ-ПГ необходимо совместное выполнение всех перечисленных функций безопасности.


Выводы

Располагаемой массы котловой воды недостаточно для сохранения целостности активной зоны ВВЭР-1000 при длительном обесточивании ЯЭУ. Необходимо оснастить реакторные установки пассивными системами отвода остаточного тепловыделения. Во избежание перегрева и повреждения тепловыделяющих элементов эти системы должны включаться в работу не позднее чем через 40 минут после начала аварии.

Из двух вариантов компоновки систем пассивного теплоотвода (СПОТ-Р и СПОТ-ПГ) предпочтительной является система теплоотвода непосредственно из реактора. Одно из основных достоинств СПОТ-Р состоит в том, что при ее использовании отпадает необходимость поддерживать достаточный для работы системы уровень воды в ПГ.

При конструировании СПОТ предпочтение следует отдавать теплообменникам с высокими показателями надежности, например, на основе двухфазных термосифонов. Применение таких ТОАР создает еще один дополнительный барьер радиационный защиты людей и окружающей среды. Достоинствами этих теплообменников является также их высокая теплопередающая способность, минимальное внутреннее термическое сопротивление, способность к трансформации тепловых потоков, минимальное внешнее гидравлическое сопротивление и приемлемые массогабаритные показатели.

В случае необходимости, количество защитных барьеров в системе пассивного теплоотвода на базе двухфазных термосифонов может быть увеличено за счет последовательного включения двух термосифонных теплообменников аварийного расхолаживания.

 

 Литература

1. Свириденко И.И. Аварийное расхолаживание реакторной установки АЭС с ВВЭР при полном длительном обесточивании энергоблока / И.И. Свириденко [и др.] // Вестник НТУУ (КПИ). Серия машиностроения, 2002. – № 43. – с.198–201.

2. Букин Н.В., Борисов Л.Н., Громов А.Л. и др. Влияние пассивных систем на протека­ние типичных запроектных аварий  РУ  В-392 // В матер. 2-ой Науч.-техн. конф «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». –  По­дольск, 2001. – 16 с.

3. Safety related terms for advanced nuclear plants. IAEA-TECDOC-626. – Vienna: IAEA, 1991. – 23 р.

4. Разработка тепловой схемы и расчет теплогидравлических характеристик системы пассивного отвода тепла. Отчет о НИР. – К.: Киевск. госуд. науч.-исслед. и проект.-констр. ин-т «Энергопроект», 1992. – 47 с.

5. Gautier, et al. Passive heat removal system with the «Base Operation Passive Heat Removal» strategy. Application with Primary Heat Exchangers – Proc. of  ICONE 7, April 20-23 1999. – 17 р.

6. Свириденко И.И. Оценка надежности пассивной термосифонной системы расхолаживания приреакторного бассейна выдержки ОЯТ / И.И. Свириденко, А.Ю. Москаленко // Проблемы промышленной теплотехники: Тезисы IV Межд. конф. – Киев, ИТТФ НАН Украины, 2005. – с. 255–256.

7. Свириденко И.И. Пассивная система отвода остаточных тепловыделений на базе бассейна мокрой перегрузки / И.И. Свириденко [и др.] // Промышленная теплотехника, 2003. – Т. 25. – № 4, приложение. – с. 257–259.

8. Свириденко И.И. Автономная пассивная система аварийного расхолаживания ВВЭР-1000 на основе низкотемпературных двухфазных термосифонов. Вісник СевДТУ. Вип. 88: Механіка, енергетика, екологія: зб. наук. пр. — Севастополь: Вид-во СевНТУ, 2008.

9. Свириденко И.И. Особенности движения затопленной газожидкостной струи вдоль плоской теплоотдающей поверхности / И.И. Свириденко, К.Ю. Федоровский // Промислова гідравліка і пневматика, 2003, № 2. – с. 47-52.

10. Расчетное обоснование теплогидравлических характеристик реактора и РУ ВВЭР / В.П.Спассков, Ю.Г.Драгунов, С.Б.Рыжов, А.К.Подшибякин и др. – М.: ИКЦ «Академкнига», 2004. – 340 с.

11. исследования режимных характеристик систем пассивного отвода остаточных тепловыделений реакторных установок АЭС на основе расчетного и экспериментального моделирования. Отчет о НИР (заключит.); руководитель К.Ю. Федоровский. – № ГР 0109U001702; Инв. № 0212U002655. – Севастополь: СевНТУ. – 2011. – 285 с.

 

 







Это статья PRoAtom
http://www.proatom.ru

URL этой статьи:
http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=article&sid=4216