Simulación de un SGTR severo en un PWR

“Simulación de un SGTR severo en un PWR-W con el código MELCOR”
Alberto José Ferreira, Cristina Israelsson, Gonzalo Jiménez
Universidad Politécnica de Madrid
José Gutiérrez Abascal, 2. 28006, Madrid
El accidente tipo SGTR es un caso de accidente con pérdida de refrigerante de
tamaño pequeño cuya características y evolución hacen necesario diferenciarlo de los
estudios clásicos de secuencias tipo LOCA. Las peculiaridades de este accidente son:



El refrigerante primario no sale a la contención si no que entra en el secundario
del generador de vapor. La actividad del refrigerante puede ser liberada al
exterior sin necesidad de llegar a daño al núcleo o fallo de la contención a
través de las válvulas de alivio del generador de vapor, o a otros edificios que
no son el de contención a través del escape de la turbobomba del agua de
alimentación auxiliar o el sistema de evacuación de gases del condensador.
Son necesarias multitud de acciones por parte del operador para gestionar el
accidente, detener el caudal de fuga y llevar a la planta a condiciones de
parada fría.
Se han dado al menos quince casos de SGTR en la historia de la industria
nuclear.
Para simular este tipo de accidente se ha elegido el código MELCOR, cuyo objetivo es
el estudio de la progresión de accidentes severos en centrales LWR. Ha sido
desarrollado por Sandia National Laboratories para la United States Nuclear
Regulatory Comission.
1. Secuencia tipo de un SGTR
En primer lugar, el operador detecta la rotura debido a la bajada de presión que se
registra en el presionador motivada por la fuga de refrigerante primario al secundario.
La bajada de presión va acompañada de una bajada del nivel del presionador. Los
sistemas de control del presionador evitan que se produzca el disparo del reactor,
activándose todos los calentadores. A continuación los monitores de radiación alertan
de este hecho en el secundario, bien en la extracción de gases del condensador, bien
en la purga del generador de vapor o en ambos. Después del disparo del reactor, se
activa la inyección de seguridad en modo de alta presión. En este momento el
operador localiza el generador dañado por un mayor incremento del nivel y las alarmas
de alta radiación, procediendo a su aislamiento, cerrando el agua de alimentación
auxiliar y las válvulas de descarga de vapor. Una vez aislado, el caudal de inyección
compensa el caudal de fuga, estableciéndose un equilibrio.
Seguidamente el operador enfría el primario por despresurización del secundario
mediante el alivio al condensador o mediante las válvulas de alivio de los GV no
dañados si es necesario. Para minimizar el caudal de fuga, se despresuriza
manualmente el primario con la ducha, o si no es suficiente mediante la apertura de
las PORV del presionador hasta igualar presiones entre primario y secundario. Por
último, se toman las acciones necesarias para llevar la central a condiciones de
parada fría mediante el RHR.
Las fases del accidente junto con los tiempos empleados por el operador se recogen
en la Tabla 1.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Fase
Desde rotura hasta SCRAM
Identificar y aislar GV afectado
Enfriamiento al ritmo máximo para
asegurar margen de
subenfriamiento
Despresurización del primario
Finalizar inyección seguridad
Enfriamiento hasta parada fría
Tiempo desde rotura (s)
240
900
1440
1800
1920
3600
Tabla 1
Los tiempos empleados por el operador en la gestión del accidente son
fundamentales, como se comprobó en el accidente de Ginna en 1982. Los operadores
no fueron capaces de tomar las acciones necesarias durante los primeros 30 minutos
y se llenó por completo el generador afectado.
Las posibles consecuencias del llenado del GV, como indica la NRC, son las
siguientes:




Golpe de ariete por la condensación súbita de vapor en la línea de vapor,
imponiendo cargas que pueden poner en riesgo soportes y operadores de
válvulas.
Deformación y torsión de la línea de vapor debido al peso del agua.
Inoperatividad de válvulas por descarga de líquido o flujo bifásico.
El fallo de alguna de las líneas de vapor podría suponer la pérdida de equipos
alojados en las inmediaciones de la línea. El pico de presión en contención
motivado por la rotura de la línea de vapor es del orden del calculado en el
análisis MSLB.
2. Modelo PWR-UPM
El modelo utilizado para simular la secuencia es un modelo propio de la UPM de un
reactor PWR-W de tres lazos y 900 MWe, desarrollado en el Departamento de
Ingeniería Nuclear de la ETSII. La versión empleada del código es la 1.8.5. Los
sistemas y equipos principales con los que cuenta el modelo son los siguientes:





Núcleo del reactor y vasija.
Tres lazos de refrigeración, con GV y bomba de impulsión en cada uno.
Inyecciones de seguridad: HPSIS, LPSIS y acumuladores.
Cavidad del reactor.
Edificio de contención.
Tras una primera fase de mejora y evaluación del modelo en la que se añadieron las
tarjetas correspondientes para activar los paquetes del código necesarios y se
simularon diversas situaciones operacionales de la planta, como estado estacionario,
disparo del reactor o accidentes tipo LOCA con y sin inyección de seguridad, se
desarrolló el modelo definitivo para simular el accidente SGTR.
Figura 1, nodalización general de la vasija, presionador, circuito primario y GV
3. Aplicación: SGTR
Para realizar un primer análisis de SGTR en MELCOR se elige un caso base, cuyas
características son las siguientes:
 1000 (s) en régimen permanente para que se estabilicen los valores de la
planta.
 Rotura equivalente a la de un tubo denle el GV del lazo 2 a los 1000 (s). El
disparo del reactor implica el disparo de turbina y el aislamiento de la línea de
vapor principal.
 Disponibilidad de los sistemas de inyección de alta y baja presión y los
acumuladores. El caudal de los mismos no tiene en cuenta conservadurismos.
 Indisponibilidad del alivio al condensador. El vapor de los GV se descarga al
ambiente a través de las PORV. Se asume esta hipótesis pese a ser
conservadora.
 El operador no realiza ninguna acción hasta pasados 1800 (s) desde la rotura.
La única acción que se postula es el aislamiento del GV afectado, cerrando su
línea de vapor y la admisión del agua de alimentación auxiliar.
 Indisponibilidad del sistema de aspersores de la contención.
 Se postula el fallo de la línea cuando el 80% de su volumen está lleno de agua
líquida, lo que equivale a 6500 (kg).
A partir de este caso se realizaron varios análisis de sensibilidad, variando el número
de tubos rotos, indisponibilidad de la inyección de seguridad y actuación de los
aspersores de la contención.
Instante (s)
Caso
Base (1
2 tubos
4 tubos 6 tubos 8 tubos
tubo)
Inicio
0
0
0
0
0
Rotura
1000
1000
1000
1000
1000
SCRAM
1301,6
1152,4
1084,9
1059,7
1048,2
Aislamiento LV principal
1301,6
1152,4
1084,9
1059,7
1048,2
Disparo agua alim. Auxiliar
1301,6
1152,4
1084,9
1059,7
1048,2
Inyección de seguridad
1319,6
1170,3
1102,3
1075,4
1064,4
Aislamiento GV afectado
2800
2800
2800
2800
2800
GV afectado lleno
7910,4
6330,1
3601,8
2975,1
2735,1
Rotura línea de vapor
8018,9
6588,4
3932,3
3287,1
3170,3
Descarga acumuladores
NO
8304,0
4393,5
3761,2
3569,3
Fin
15000
15000
15000
3850
6150
Tabla 2, secuencia de eventos en función del número de tubos
Evento
10 tubos
0
1000
1045,4
1045,4
1045,4
1055,7
2800
2541,3
2707,7
3043,2
8930
4. Conclusiones
Tras el análisis de los resultados se han obtenido una serie de conclusiones, de entre
las que destacaremos:




La evolución del accidente hasta el llenado del GV es muy sensible al número
de tubos rotos. Para roturas de 8 o más tubos el GV se llena antes de los 30
primeros minutos y hay descarga de agua líquida en la línea de vapor. Por
tanto es fundamental analizar rigurosamente los tiempos empleados por el
operador para la gestión del accidente en estos casos para determinar la
posibilidad de rotura de dicha línea.
En los casos sin inyección de seguridad, la evolución hasta el llenado del GV
es similar a la de los casos con inyección, salvo por los tiempos empleados..
En el caso de rotura de un tubo sin inyección es menos conservador que el
caso con inyección puesto que no se llega a llenar el GV por lo que no se
produce el colapso de la línea de vapor.
La problemática asociada al llenado del generador de vapor y al fallo de la
línea de vapor son hechos a tener muy en cuenta por las consecuencias que
pueden tener sobre la integridad de la contención.
Una vez que se llena el GV y falla la línea de vapor por el peso del agua, no se
observan diferencias significativas en el pico de presión registrado en
contención para los diferentes casos. No se excede el valor de diseño de la
misma (4,7 bar).