Температурная стратификация теплоносителя в горячих нитках на энергоблоках с реакторами типа PWR

Подсистема контроля вибраций основного оборудования РУ (СКВ) должна обеспечивать комплексный контроль и диагностирование в режиме нормальном эксплуатации энергоблока основного оборудования РУ (реактор с ВКУ, трубопроводы ГЦК, ПГ) с целью раннего выявления аномальных вибрационных состояний этого оборудования (за исключением ГЦН), вызванных изменением условий закрепления, жесткостных характеристик оборудования или возрастанием гидродинамических нагрузок со стороны теплоносителя, а также для контроля в переходных режимах (разогрев-расхолаживание) перемещений трубопроводов ГЦК.

Подсистема контроля течей теплоносителя (СКТ) должна обеспечивать контроль герметичности и своевременное обнаружение течи теплоносителя в оборудовании и трубопроводах РУ по первому контуру при работе энергоблока на различных уровнях мощности в режимах нормальной эксплуатации и с нарушениями нормальной эксплуатации, а также в режиме «малая течь» теплоносителя первого контура.

СКТ состоит из следующих подсистем:

2.Объект исследования

Главный циркуляционный трубопровод (ГЦТ)

Соединяет между собой основное оборудование РУ и предназначен для осуществления циркуляции теплоносителя между реактором и парогенераторами. ГЦТ состоит из четырех циркуляционных петель. Каждая из петель состоит из двух участков труб. Участки между верхними выходными патрубками реактора и входными патрубками парогенераторов называются "горячими", а участки между выходными патрубками парогенераторов и всасывающими патрубками ГЦН, между выходными патрубками ГЦН и нижними входными патрубками реактора называются "холодными".

Размер внутреннего диаметра ГЦТ - 850 мм выбран из условия обеспечения приемлемого гидравлического сопротивления ГЦТ, при объемном расходе теплоносителя в петле 20000 м3/ч и скорости его движения 10 м/с. Трассировка трубопроводов выполнена с учетом самокомпенсации температурных расширений при разогреве или расхолаживании контура за счет перемещения ПГ на роликовых опорах и ГЦН на шаровых опорах.

Перемещение трубопроводов при разрыве ограничиваются аварийными опорами.

"Горячая" нитка петли № 4 соединена с компенсатором давления (КД) соединительным трубопроводом 426х40 мм. Из "холодной" нитки петли № 1 по трубопроводу 219х20 мм, врезанному в ГЦТ за выходными патрубками ГЦН, теплоноситель может отводиться на впрыск в КД .

При помощи патрубков и штуцеров ГЦТ соединен со вспомогательными системами, например: планового расхолаживания, подпитки и продувки первого контура, аварийного впрыска бора и др.

Технические данные ГЦТ.

Давление номинальное - 160 кгс.см2

Температура горячих ниток - 322 С,

Температура холодных ниток - 290 С,

Расход теплоносителя - 19000 - 24000 м.куб. час

Рис. 1.4 Главный циркуляционный трубопровод

Система компенсации давления

Предназначена:

для регулирования давления в первом контуре при нормальных режимах работы блока в случае изменения температуры теплоносителя в первом контуре. Компенсатор объема воспринимает статические и динамические изменения объема теплоносителя в 1контуре и поддерживает давление в заданных пределах при изменении температуры теплоносителя в процессе уменьшения или увеличения нагрузки и при пуске реакторной установки в работу.

для обеспечения повышения давления в первом контуре за счет подачи азота в КД при пуске блока;

для обеспечения снижения давления в первом контуре при расхолаживании блока;

для защиты первого контура от превышения давления.

В состав системы входят:

Компенсатор давления с блоками трубчатых электронагревателей;

Трубопровод между компенсатором давления и “горячей” ниткой петли № 4 главного циркуляционного трубопровода;

Трубопроводы и арматуру для впрыска воды из ГЦТ в КД;

Импульсное предохранительное устройство (ИПУ), предназначенное для защиты первого контура от превышения давления выше разрешенного сбросом пара из КД в барботер ;

Трубопроводы для сброса пара в барботер;

Барботер, предназначенный для приема и конденсации:

Протечек пара через ИПУ КД;

Парогазовой смеси из КД при разогреве;

Парогазовой смеси, сбрасываемой через ИПУ при их срабатывании;

Парогазовой смеси из КД, коллекторов 1 контура ПГ и из под крышки реактора в аварийных ситуациях.

Полный объем барботер- 30м3, объем воды- 20м3.

Парогазовая смесь сбрасывается через паровой коллектор под уровень воды для барботирования и последующего расхолаживания. Вода в барботере расхолаживается водой промконтура через змеевик.

Подпитка уровня в барботере осуществляется от насосов чистого конденсата, сброс воды из барботера в бак оргпротечек. Парогазовая смесь сбрасывается через паровой коллектор под уровень воды для барботирования и последующего расхолаживания.

Давление в компенсаторе создается паровой подушкой. Кипение теплоносителя в компенсаторе достигается за счет работы электрических нагревателей, погруженных под уровень теплоносителя. Для снижения давления в КД в паровое пространство подается вода из 1-й холодной нитки через трубопровод впрыска КД.

Технические данные компенсатора объема.

- номинальное давление 160 кгс. см2,

- температура паровой части КО 344 С,

- полный объем КО 79 м 3,

- объем КО по пару 24 м3,

- Общая мощность 28 блоков электронагревателей 2520 кВт.

Главный циркуляционный насос ГЦН-195М

Состоит из корпуса, выемной части, электродвигателя и вспомогательных систем. Выемная часть включает в себя консольное рабочее колесо, вал с уплотнением, подшипниковые узлы, устройство электромагнитной разгрузки и антиреверсное устройство. Она герметично соединена с корпусом насоса посредством плоской металлической прокладки при помощи фланцев и деталей крепления. Для обеспечения отвода протечек и контроля плотности по главной прокладке, предусмотрена вторая прокладка уплотнения главного разъема. Уплотнение вала представляет собой блок уплотнительных ступеней торцового типа с рабочими поясками специальной формы. Уплотнение четырехступенчатое (ступени: контурная, две основных, концевая, с делением перепада давления между ступенями). Между разделительной ступенью и основной дросселирующей первой ступенью подается уплотняющая вода с превышением давления на 2-5 кг/см2.Часть воды, охлаждая корпус ступени, дросселируется и поступает во 2 ступень и.т.д. Из полости перед концевой ступенью уплотняющая вода отводится на всас подпиточных насосов. Корпус узла уплотнения охлаждается водой промконтура.

Вал насоса вращается в двух подшипниках скольжения: верхнем опорно-упорном и нижнем подшипнике скольжения. При этом осевая сила ротора, частично уменьшенная электромагнитной разгрузкой, воспринимается гребнем осевого подшипника, конструктивно объединенным в один узел с верхним радиальным подшипником.

Радиально-осевой подшипник смазывается маслом от внешней циркуляционной системы, нижний радиальный - водой автономного контура.

ГЦН снабжен антиреверсным устройством, служащим для предотвращения проворачивания вала остановленного насоса противотоком теплоносителя.

Вал электродвигателя соединяется с валом насоса с помощью торсионно-зубчатой муфты.

Работоспособность системы ГЦН обеспечивают следующие вспомогательные системы;

- Маслосистема ГЦН, состоящая из двух подсистем, обеспечивающих маслом 1 и 3 ГЦН, и 2 и 4 ГЦН.

- Системы запирающей воды, состоящей из двух подсистем. Первая осуществляет подачу запирающей воды от подпиточных насосов при всех номинальных режимах работы АЭС, включая пуск и останов. Вторая подсистема осуществляет подачу запирающей воды из напорного трубопровода СВО-7, в случае перерыва в работе первой подсистемы (при перерыве более чем 3 мин ГЦН должен быть отключен).

- Системы охлаждения технической водой группы VB электродвигателя ГЦН-195 типа ВАЗ-215,маслоохлодителей ГЦН.

- Системы промконтура, предназначенную для охлаждения теплообменника автономного контура и торцевого уплотнения ГЦН для создания теплового барьера распространению теплового потока по валу ГЦН.

- Системы автономного контура, предназначенная для смазки и охлаждения нижнего радиального подшипника. При работе ГЦН циркуляция по автономному контору осуществляется вспомогательным насосом-импеллером, при остановленном ГЦН насосом типа ВЦЭН-315.

- Для увеличения времени выбега ГЦН и обеспечения циркуляции теплоносителя по 1- контуру при обесточении электродвигателя на валу закреплен маховик. Это позволяет, не предусматривая запасов по расходу на отключение насосов обеспечить охлаждение реактора после срабатывания АЗ в случае длительной потери электропитания.

- Для восприятия сейсмических нагрузок на улитке ГЦН установлены 2 гидроамортизатора, перемещение вверх ограничено тремя соединенными с закладными тягами.

Характеристики ГЦH-195М

- Тип насоса.......................…………….Центробежный вертикальный

- Рабочая среда....................……….......Теплоноситель 1-го контура

- Рабочая температура среды............………300 град

- Номинальное давление на всасывании.....156 кгс/см2

- Давление на всосе должно быть не менее 10 кгс/см2 сверх упругости паров

- Расчетное давление.................…………….180 кгс/см2,

- Расчетная температура................………….350 град С,

- Материал............................…………………06Х12HДЛ

- Подача.............................…………………...20000 м3/ч

- Hапор ..............................…………………...6,75+-0,25 кгс/см2

- УПЛОТНЕНИЕ........................…………...Торцевое 4-х ступенчатое

- Запирающая вода..........…………….Подпиточная вода 1-го контура

- Подача...............................…………………..не более 2,0 м3/ч

- Температура........................………………...не более 70 град.

- Превышение давл.зап.воды над давл.1 к..в пределах 2 - 5 кгс/см2

- Мех.примесей в зап.воде..........…………....не более 0,03 г/л

- ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЬ...................……….ВАЗ-215/109-6АМ05

- Тип смазки............…………….Масло турбинное Т-22 ГОСТ 32-74

- Подача масла на электродвигатель..……...5 - 6 м3/ч

- Давление масла......................……………..1 кгс/см2

- Подача техводы на электродвигатель…....70 м3/ч

- Давление техводы....................…………….5,9 кгс/см2

- Частота вращения синхронная....……......1000 об/мин

- Hаправление вращения..…..Против час.стр.,если смотреть сверху

- Мощность двигателя...................…………6800 кВт

- Потребляемая мощность на гор.воде…....не более 5300 кВт

- Потребляемая мощность на хол.воде..…..не более 7000 кВт

- Hапряжение питания................…………...6000 в

- Рабочий ток....................………………......669 А.

Парогенератор ПГВ-1000М

Представляет собой горизонтальный теплообменный аппарат с погруженной теплообменной поверхностью. Корпус ПГ рассчитан на проектное давление второго контура, равное 7,84 Мпа.

Рис. 1.5 Парогенератор ПГВ-1000М

Внутри корпуса парогенератора содержатся два вертикальных коллектора, в которые заделаны концы теплообменных труб. Коллектор в нижней части приварен к корпусу ПГ, а верхняя часть коллектора располагается в патрубке корпуса. Материал коллектора - сталь 10ГН2МФА. Теплопередающая поверхность ПГ состоит из 11000 труб. Материал теплообменных труб - аустенитная сталь 08Х18Н10Т. Теплообменные трубы, согнутые в U-образные горизонтальные змеевики, скомпонованы в трубный пучок. Расположение труб в пучке шахматное, с шагами по высоте пучка 19 мм, по ширине - 23 мм. Концы теплообменных труб закреплены в стенках коллекторов сваркой и вальцовкой. Сепарационные устройства состоят из пакетов жалюзи волнистой формы и расположенных за пакетами пароприемных дырчатых листов. Устройство выравнивания паровой нагрузки состоит из дырчатых листов, расположенных под уровнем котловой воды.

На корпусе ПГ предусмотрены штуцеры, к которым присоединятся трубопроводы непрерывной и периодической продувки, через которые часть воды удаляется из контура на очистку.

Нагретый в реакторе теплоноситель поступает во входной коллектор, распределяется по трубкам и, пройдя через них, отдает свое тепло воде, находящейся в межтрубном пространстве. Образующийся при нагреве питательной воды насыщенный пар, проходя из парового пространства ПГ через жалюзийный сепаратор, подвергается сушке и затем через патрубки поступает в паровой коллектор.

3. ОБОСНОВАНИЕ И ВЫБОР СКУ ЭЛЕМЕНТОВ И УЗЛОВ

Температурные датчики в ГЦК

Температурная стратификация теплоносителя в горячих нитках 1-го контура на практике проявляется в существенной разности показаний разных температурных датчиков, которые, исходя из конструктивных особенностей, располагают по периметру сечения трубопровода главного циркуляционного контура (ГЦК) в нескольких сечениях. На примере энергоблока №3 Калининской АЭС на рис.1.6 показано как на данном энергоблоке располагаются термодатчики в трубопроводах ГЦК.

Рис. 1.6 Расположение термодатчиков в ГЦК. Энергоблок № 3, Калининская АЭС.

Для этого же энергоблока на рис. 2, 3 представлены отклонения показаний термодатчиков в горячих нитках на этапе энергетического пуска при освоении номинального уровня мощности и изменения показаний термодатчиков во 2-й петле в течение 3-й кампании также при номинальном уровне мощности. На представленных примерах видно, что различия для каждой петли имеют свои особенности. Максимальная разница в температуре теплоносителя в одной и той же нитке по разным каналам контроля достигает 5 ?С. По имеющимся данным также отмечается, что различия в показаниях разных термодатчиков зависят от уровня мощности и от характера неравномерности распределения энерговыделения по радиусу активной зоны (радиального офсета).

Рис. 2. Отклонения показаний температурных датчиков в горячих нитках петель 1-го контура (Э.б.№3 КлнАЭС, Энергопуск, Тэфф =102 эфф.сут., Np=100%Nном)

Рис. 3. Изменения показаний температурных датчиков в горячей нитке 2-й петли на номинальном уровне мощности (Э.б.№3 КлнАЭС, 3-я кампания)

Исходя из наблюдаемых эффектов, связанных с температурной стратификацией, можно предположить, что потоки теплоносителя, нагретые до разной температуры в активной зоне в зависимости от распределения энерговыделения и конструктивных особенностей внутрикорпусных устройств, поступают в горячие нитки ГЦК с разной степенью и характером перемешивания до средней температуры на выходе из активной зоны.

Исходя из имеющихся данных, можно принять решение об использовании и анализе результатов, получаемых при проверках соответствия координат внутриреакторных датчиков в активной зоне и на средствах отображения информации СВРК. Из этого следует, что в ходе проверок реализуются множество состояний с существенными различиями по энерговыделению в локальных областях активной зоны (см. рис.4, 5). Изменение температуры на выходе из ТВС с опускаемым ОР СУЗ отличается даже от ТВС 1-го окружения в 2-3 раза. Таким образом, можно считать, что и существенное влияние на изменение распределений температуры в горячих нитках должно оказывать именно изменение температуры на выходе из ТВС с опущенным ОР СУЗ.

Рис. 4. Изменения температуры в ТВС с опускаемым ОР СУЗ и в горячей нитке при опускании одиночного ОР СУЗ

Рис. 5. Изменения температур на выходе из ТВС при опускании ОР СУЗ

В качестве количественной оценки в методике анализа определяются коэффициенты влияния (Кi) температур на выходе из активной зоны на показания температурных датчиков в горячих нитках (в дальнейшем - коэффициенты влияния). Они находятся как отношение изменения температур в конкретном датчике температуры в горячей нитке и на выходе из ТВС , которые достигаются при опускании отдельных ОР СУЗ в разных местах активной зоны.

(1)

где i - номер ТВС с опущенным ОР СУЗ.

Кроме этого, для обобщения данных по коэффициентам влияния, полученных по опусканиям ОР СУЗ в разных ТВС, для каждого датчика определяется положение "центр масс" (Хцм, Yцм) коэффициентов влияния по следующим соотношениям:

, (2)

где: хi, yi, ki - условные координаты i-той ТВС в активной зоне и коэффициент влияния этой ТВС для рассматриваемого датчика; n - количество ТВС, в которых в опускались ОР СУЗ.

Т.к. для измерения температуры в реакторном и турбинном отделениях в качестве первичных термопреобразователей используются термопары и термометры сопротивления, то принцип работы основан на возникновении термо-ЭДС в цепи первичного термопреобразователя, соответствующей разности температур горячего и холодного спаев. Учитывая все факторы, наиболее подходящими для использования в реакторных установках являются термопары ТХК 2076, ТХК 8079 и ТХК 0515.

Основные параметры термопар ТХК 2076:

показатель тепловой инерции, сек…………………………….0,3

срок службы, час…………………………………………...25000;

предел допускаемого значения основной

погрешности не превышает, С……………………………………1.0.

Основные параметры термопар ТХК 8079, ТХК 0515:

показатель тепловой инерции,сек…………………………….20;

средний ресурс, час………………………………………..10000;

предел допускаемого значения основной

погрешности при температуре верхнего значения, С……….…7.1.

Данные модели термопар также соответствуют условию, удовлетворяющим показателям тепловой инерции - времени, за которое выходной сигнал термопары или термосопротивления при нагревании от температуры 20 С до максимума достигнет величины 0,37 от выходного сигнала при максимальной температуре для данного термопреобразователя.

В схемах измерительного оборудования канала температуры с помощью термопар кроме первичных термопреобразователей используются устройства компенсации УКМ6-02, измерительные преобразователи Ш78, а также нормирующие преобразователи А-05, А-07, блоки размножения токовых сигналов БРТ и аналогово-дискретные преобразователи АДП.

Холодные концы термопар ТХК2076 при измерении температуры в Г.О. подключены к компенсационной коробке УКМ6-02.

УКМ6-02, в свою очередь, используется для компенсации влияния изменения температуры холодных концов. Компенсационная коробка расчитана на 6 каналов. При отказе блока питания УКМ6-02 отключается схема компенсации и выходной сигнал поступает на Ш-78, заниженный на величину температуры окружающей среды.

Измерительный преобразователь Ш-78 предназначен для преобразования аналогового сигнала температуры в mV в нормированный токовый сигнал 0-5mA. При обрыве входных цепей измерительный преобразователь выдает завышенный сигнал (110-170% от номинального). Вероятность безотказной работы Ш-78 не менее 0,95 за 2000 часов.

БРТ - блок размножения токовых сигналов 0-5mA на 6 идентичных. Параметр потока отказов блока не превышает 4,0*10-6. Вероятность безотказной работы - 0,97 за 8000 часов. Предел допускаемой основной приведенной погрешности соответствия выходных сигналов входным 0,2.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Рассмотрим более подробно результаты расчетов на примере данных энергоблока №1 Тяньваньской АЭС. На этом энергоблоке (проект В-428) в СВРК для расчета температуры теплоносителя в нитках петель 1-го контура используются по 4 термометра сопротивления. На рисунке 5 представлены распределения температур в горячих нитках на этом блоке на этапе освоения уровня 100% от номинальной мощности.

Рис. 5. Распределение температур в горячих нитках. (Э.б. №1, Тяньваньская АЭС, Np=100% Nном)

Из этого рисунка видно, что наибольшие различия в показаниях датчиков в одной нитке составляют 2.5 ?С в петле 2 и 4. В петлях 1 и 3 можно сказать, что различия находятся в пределах погрешности используемых измерительных каналов.

Было предположено, что вышеуказанные особенности в распределениях для каждой петли должны отражаться или коррелироваться и в распределениях коэффициентов влияния и положением их центров масс. На рисунках 6, 7, 8 и 9 представлены по 4 картограммы, которые показывают распределение по активной зоне коэффициентов влияния для каждого датчика в соответствующей петле с указанием положения центра масс. По представленным картограммам с распределениями коэффициентов влияния и указанием расположения их центра масс можно отметить следующее:

· на показания определенных датчиков в горячих нитках расположенных в разных местах по сечению трубопровода ГЦК оказывает существенное влияние определенная ограниченная область активной зоны;

· наблюдается различие в характере распределений коэффициентов влияния в петлях с выраженной стратификацией теплоносителя и в петлях со слабой стратификацией;

· стратификация отсутствует или носит слабый характер в тех петлях (в данном случае это петли 1 и 3), в которых положение центра масс коэффициентов влияния для разных датчиков остается практически неизменным;

· выраженная стратификация теплоносителя имеет место в тех петлях (в данном случае это петли 2 и 4), в которых положение центра масс коэффициентов изменяется от датчика к датчику.

Рис. 6. Картограммы распределения коэффициентов влияния для термодатчиков в горячей нитке петли №1 (Э.б. №1, Тяньваньская АЭС)

Рис. 7. Картограммы распределения коэффициентов влияния для термодатчиков в горячей нитке петли №2 (Э.б. №1, Тяньваньская АЭС)

Рис. 8. Картограммы распределения коэффициентов влияния для термодатчиков в горячей нитке петли №3 (Э.б. №1, Тяньваньская АЭС)

Рис. 9. Картограммы распределения коэффициентов влияния для термодатчиков в горячей нитке петли №4 (Э.б. №1, Тяньваньская АЭС)

Были выполнены расчеты и анализ для данных, полученным при вводе в эксплуатацию других энергоблоков (№2 Тяньваньской АЭС, №2 Ростовской АЭС и №4 Калининской АЭС) одинаковых и разных проектов. Обобщенные результаты анализа по данным, полученным на разных энергоблоках, представлены в таблице. В таблице 2 для единообразия принята нумерация петель соответствующая нумерации петель для проекта Тяньваньской АЭС.

Таблица 2. Обобщенные результаты анализа коэффициентов влияния

Из данной таблицы видно, что для всех энергоблоков с ВВЭР-1000 проектов В-320 и В-428, по которым был выполнен расчет и анализ коэффициентов влияния, наблюдаются одинаковые зависимости по коэффициентам влияния и стратификации теплоносителя в горячих нитках.

Следует отметить, что при анализе данных, полученных на энергоблоке №4 Калининской АЭС, в дополнение к показаниям датчиков СВРК (7 датчиков) были обработаны показания датчиков еще 9 датчиков других систем контроля и управления. В результате этого, появилась возможность сравнить коэффициенты влияния для датчиков, которые имеют одинаковое положение по сечению, но находятся в разных сечениях. Такое сравнение показало, что характер распределения коэффициентов влияния для таких пар или троек датчиков от сечения к сечению не изменяется. Такое наблюдение позволяет сделать еще один вывод о том, что в контролируемых термодатчиками областях горячих ниток потоки теплоносителя не перемешиваются.

Анализ данных, получаемых при номенклатурных испытаниях при вводе энергоблоков с ВВЭР в эксплуатацию, позволяет дополнительно к основным целям испытаний определять некоторые характеристики стратификации теплоносителя в горячих нитках петель 1-го контура. Исходя из существенного влияния стратификации, наблюдаемой на всех энергоблоках с ВВЭР-1000, на экономичность и безопасность эксплуатации этих энергоблоков, полученные результаты являются актуальными для верификации теплогидравлических кодов, используемых при расчетах обоснования безопасности энергоблоков.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Комплексные испытания модернизированной системы внутриреакторного контроля при вводе в эксплуатацию блока №3 Калининской АЭС. // Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР: Сб.тр. 5-й междунар. научн.-технич. конф., Подольск, 2007 г.

2. Бай В.Ф., Богачек Л.Н, Макаров С.В., Лупишко А. Н. Состояние внутриреакторного термоконтроля и анализ основных теплофизических характеристик РУ на блоках Калининской АЭС. // Безопасность, экономика и эффективность атомной энергетики: Сб. тр. 7-й междунар. научн-техническ. конф., Москва, 2010 г.

3. T. Hohne, E. Krepper, U.Rohde. Application of CFD Codes in Nuclear Reactor Safety Analysis. // Science and Technology of Nuclear Installations. Volume 2010, Article ID 198758, 8 pages, doi:10.1155/2010/198758.

4. Yeon-Sik Kim and e.а. Commissioning of the ATLAS thermal-hydraulic integral test facility. // Annals of Nuclear Energy. 35 (2008), 1791-1799.

5. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Оптимизация проверки реального соответствия координат датчиков температуры и энерговыделения в активной зоне координатам этих датчиков в СВРК. // Вопросы атомной науки и техники. Серия "Обеспечение безопасности АЭС". Научно-технический сборник. Выпуск 23. Реакторные установки с ВВЭР. - Подольск, ОАО ОКБ "Гидропресс", ФГУП НИКИЭТ, 2008.

6. Терешонок В.А. и др. Анализ результатов испытаний, проведенных в период пуска и освоения мощности блока №3 Калининской АЭС. // Итоговый отчет научного руководителя пуска. Концерн "Росэнергоатом", Москва, 2006 г.

7. Лисенков Е.А., Безруков Ю.А., Селезнев А.В. и др. Исследование перемешивания теплоносителя в реакторе ВВЭР-1000. // Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР: Сб.тр. 6-й междунар. научн.-технич. конф., Подольск, 2009 г.

8. Kleim S., Hemsttrom B., Bezrukov Y. e.a. Comparative evaluation of coolant mixing experiments at the ROCOM, Vattenfall and Gidropress test facilities. Science and technology of Nuclear Installations. Volume 2007, Article ID 25950.

9. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Сравнительный анализ перемешивания потоков теплоносителя в корпусе реактора по результатам натурных испытаний при вводе в эксплуатацию энергоблоков Тяньваньской АЭС // Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР: Сб.тр. 6-й междунар. научн.-технич. конф., Подольск, 2009 г.

Размещено на Allbest.ru