80163

Нарушения нормальной эксплуатации, обусловленные нарушением отвода тепла со стороны 2-го контура

Лекция

Энергетика

Отключение одного ТПН из двух работающих. Полное прекращение подачи питательной воды от ТПН и ВПЭН на все парогенераторы. г Закрывается задвижка пароснабжения ТПН12 от СПП13 RB50S02. м Открываются задвижки пароснабжения ТПН12 от КСН RQ50S0102 и регулятор байпаса RQ50S03.

Русский

2015-02-16

191 KB

2 чел.

                                                                                                  «УТВЕРЖДАЮ»

                                                                                                Заведующий кафедрой

                                          Эксплуатации  и ФЗ ЯЭУ                                                                                                                                                                                                                                                                

                                             В.А. Кирияченко

     «__»____________20__ г.

Лекция  № 17

Тема: Нарушения нормальной эксплуатации, обусловленные нарушением

отвода тепла  со стороны 2-го контура

План лекции

                                                                                                                

1. Вводная часть                     5 мин.

2. Основная часть:  

2.1. Закрытие стопорных клапанов турбины.                                      15 мин.                                                                                     

2.2. Отключение генератора от сети.                                                    10 мин.  

2.3. Полное обесточивание энергоблока.                                             15 мин.

2.4. Отключение одного ТПН из двух работающих.                          15 мин.

2.5. Полное прекращение подачи питательной воды от ТПН и

      ВПЭН на все парогенераторы.                                                       15 мин.                                                                    

3.   Заключительная часть.               5 мин.

Задание на самостоятельное изучение материала – 4 часа.

Закрытие СК турбины с запретом работы БРУ-К. Литература [19, 20].

В результате изучения материала лекции студенты должны:

а) знать:

- возможные причины перечисленных нарушений;

- действия персонала при подобных нарушениях нормальной эксплуатации;

б) уметь восстанавливать нормальную работу РУ и ТУ в указанных ситуациях;

в) быть ознакомленными с физическими основами процессов, протекающих на ЭБ при нарушениях отвода тепла со стороны 2-го контура.

Литература

1. Инструкция по ликвидации аварий и аварийных ситуаций на реакторной установке АЭС.

2. Инструкция по ликвидации аварий и аварийных ситуаций на основном оборудовании турбинного цеха АЭС.

3. Технологический регламент безопасной эксплуатации энергоблоков с реактором ВВЭР-1000.


1. Закрытие стопорных клапанов турбины

Рассматривается мгновенное прекращение отбора пара от парогенераторов из-за закрытия стопорных клапанов турбины при работе блока на номинальной нагрузке. Разнообразие причин, вызывающих закрытие СК турбины, обуславливает различные варианты протекания переходных процессов.

Основными из них являются:

Вариант 1: закрытие СК турбины без запрета срабатывания БРУ-К;

Вариант 2: закрытие СК турбины с запретом срабатывания БРУ-К.

Рассмотрим закрытие СК турбины без запрета срабатывания БРУ-К

Признаки нарушения.

Совпадение следующих сигналов:

1. Закрытие SE11,12,13,14S01;

2. Срабатывание табло сигнализации:

- "Турбина отключена";

- "Разгрузка РОМ";

- "Электромагниты ЗУ N1,2 выбиты";

- "Работа БРУ-К".

Дополнительные признаки.

1. Закрытие сервомоторов  регулирующих клапанов SE01,02G01;

2. Активная нагрузка генератора 0 Мвт;

3. Падение ОР СУЗ 1 группы на КВН по факту срабатывания УПЗ (при исходной мощности РУ Nн>75%);

4. Произойдет исчезновение индикации табло:

"Защитное уст-во N1,N2 взведено"

5. Табло первопричины закрытия СКТГ.

6. Срабатывают табло сигнализации:

- "Срабатывание УРБ"

- "Срабатывание ПЗ-1,ПЗ-2"

- "Падение ОР"

- "Давление в ПГ"

Процессы, происходящие в установке.

1) Происходит закрытие стопорных клапанов турбины SE11-14S01 и сервомоторов регулирующих клапанов SE01,02,G01,заслонок ПП SE20,30,40, S03,04.

2) По факту закрытия СК турбины срабатывает УПЗ, РОМ с разгрузкой РУ до N = 39% Nн.

Через (4+1,4) сек.происходит падение 1 группы ОР СУЗ в активную зону реактора.

После разгрузки цепи РОМ отключаются от цепей управления ОР СУЗ, подключаются цепи АРМ в режиме "Н" с запретом переключения в режим "Т" при увеличении давления в ГПК на 1,5 кгс/см2 от первоначальной уставки. По факту срабатывания ПЗ-2 горит лампа запрета АРМ "больше".

3) Все БРУ-К RC11,12S01,02 открываются на 100% и в дальнейшем поддерживают давление в ГПК на уровне, предшествующем сбросу нагрузки.

Уставка после переходного процесса равна давлению до сброса. По факту открытия БРУ-К открывается RC20S01,02, впрыск в ПСУ.

4) Работают регуляторы давления 1 контура УРС01 УРС05 (соответственно УР10W01-04,УР13S02,УР11,12S02.

5) Работает регулятор уровня в КД-УРС02 (ТК31,32S02). Уровень в КД уменьшается и стабилизируется через 80-100 сек. На 160-180 см ниже номинального вследствие разгрузки реактора (УР10L05,L14), ТК31,32S02.

6) В результате колебания уровня в ПГ в пределах Lн+-(10-15) см включаются ВПЭН RL51,52,Д01, открывается задвижки VB91S02,S11.

7) После уменьшения нейтронной мощности реактора ниже 75%Nн срабатывают табло сигнализации:

- "АЗ шунтировано"

- "75% шунт.1(2) комплект".

8) Возможно кратковременное (до 10 сек.) срабатывание всех 4-х БРУ-А  ТХ50,60,70,80S05. Максимальное увеличение давления в ПГ- 75-77 кгс/см2 в первые 15-20 сек..

9) По факту закрытия 2-х СК с разных сторон работают блокировки:

а) Закрываются ГПЗ  RA11,12,13,14S01, байпасы ГПЗ-RA11,14S02,03.

б) Закрываются задвижки подачи пара ко 2 ст. СПП RA41,42S01,02 и клапаны RA41,42S03.

в) Закрываются задвижки подачи пара в КСН от 3 отбора турбины RD34S03,04.

г) Закрывается задвижка пароснабжения ТПН-1,2 от СПП-1,3 RB50S02.

д) Открываются КИСы RD50S01,02;RH82S04,05 (закрытие сервомоторов КОСов на отборах).

е) Закрывается задвижка сброса конденсата с КС 1 ст. на Д-7 RL21,22В01,RN90S02.

ж) Закрывается задвижка сброса конденсата с КС 2 ст. на Д-7, RN80S01.

з) Закрываются задвижки сброса конденсата в ПВД-6 гр.А,Б из КС 1 ст, RN90S01,02.

к) Закрываются задвижки сброса конденсата из КС 1ст.в конденсатор.

л) БРУ-СН открывается на 15% и начинают поддерживать давление в КСН (RQ11,12,S01). Это действие не выполняется при закрытии СРК ТГ защитой снижения давления в ГПК менее 52 кгс/см2.

м) Открываются задвижки пароснабжения ТПН-1,2 от КСН RQ50S01,02 и регулятор байпаса RQ50S03.

н) Через 2 мин. после посадки всех СК турбины (время закрытия ГПЗ) или без выдержки времени отключается КАГ-24 и АГП.

р) Закрываются задвижки RН42S02, RН52S02,05, RН63S02,03 на паропроводах к ПСВ.

10) Наблюдается рост уровня во всех корпусах ПВД гр. А выше 1 предела.

Срабатывают табло сигнализации:

- "Повышение уровня в ПВД гр.А,Б".

- "Уровень ПВД гр.А,Б 1 предел".

- "Отключены ПВД гр. А,Б".

Происходит отключение ПВД гр.А,Б по повышению уровня выше 1 предела.

При этом:

а) открывается задвижка подачи воды на сработку сервомотора клапанов ВАК ПВД гр.А,В,RL61,62,S12,S13;

б) открываются задвижки байпасов ПВД гр.А,Б по питательной воде, RL61,62S05;

в) закрываются задвижки  входа/выхода питательной воды RL61,62S01,04;

г) закрываются паровые задвижки RD11,21(12,22)S01 и дренажи отборов подачи пара на ПВД SH11S11,S12, SH12S11,12;

д) открываются задвижки сброса конденсата греющего пара из ПВД-6А, 6Б в РБ-9 SH10В01,RN21,22S05;

е) закрываются задвижки сброса конденсата греющего пара из ПВД-6А, 6Б в Д-7,RN21,22S04;

ж) регулятор уровня в ПВД-6А,6Б на линии сброса конденсата греющего пара в РБ-9, RN21,22S09, вступает в работу из стерегущего режима,а клапаны RN21,22S06, переходят в стерегущий режим, предварительно закрывшись;

з) закрываются задвижки RN80S03,04 на сливе конденсата из КС-IIст. в ПВД-7. Закрываются задвижки RN90S01,02 на сливе конденсата из КС-1 ст. в ПВД-6.

ПРИМЕЧАНИЕ: Отключенное состояние групп ПВД-6,7А,Б определяется по закрытому  положению RL61,62S01,06 (вход в ПВД по питательной воде) или по закрытому положению RL61,62,S02 (ВАК), т.е. по открытому состоянию RL61,62S12,S13. Отключенное состояние ПВД сигнализирует табло:

"Отключены ПВД 1,2 группы".

11) Возможно увеличение уровня в ПНД-3,4 до 1 предела и их отключение.

При повышении уровня в ПНД-4 RH40W01 до 1 предела производятся следующие действия:

а) Срабатывают табло сигнализации:

"Повышение уровня в ПНД-4".

"Уровень в ПНД-4,1 предел".

"Отключение ПНД-4".

б) Открывается задвижка байпаса ПНД-4 по основному конденсату RM61S02.

в) Закрываются задвижки по основному конденсату, вход-выход в ПНД-4 RM60S03,04.

г) Открывается задвижка сброса конденсата греющего пара из ПНД-4 на конденсатор RN43S01,закрывается задвижка сброса конденсата греющего пара из ПНД-4 на ПНД-3 RN43S03.

д) Закрывается задвижка сброса сепарата СПП на ПНД-4 RВ64S01 и открывается на РБ-9 RВ63S01.

е) Открывается задвижка на коллекторе дренажей в РБ-9 SH10S01 и закрывается на ПНД-4,SH10S02.

ж) Закрывается дренаж КСН в ПНД-4, RТ61S01.

   ПРИМЕЧАНИЕ: Сигналом отключенного состояния ПНД-4 является закрытое положение задвижек вход-выход в ПНД-4 по основному  конденсату,RM60S03,04.

   12) При повышении уровня в ПНД-3 (RH50W01) до 1 предела производятся следующие действия:

   а) Срабатывают табло сигнализации:

     "Повышение уровня в ПНД-3".

     "Уровень в ПНД-3,1 предел".

     "Отключение ПНД-3".

     "Включение резервного сливного насоса ПНД-3".

   б) Открывается задвижка байпаса ПНД-3  по основному конденсату RM61S01.

   в) Закрываются задвижки по основному конденсату "вход-выход" в ПНД-3 RM60S01,02.

   г) Включается резервный сливной насос ПНД-3 RN52(53,54)Д01 через 30 сек. после повышения уровня в ПНД-3 более 670 мм или без выдержки времени при достижении в ПНД-3 уровня более 970мм.

   д) Закрывается задвижка RВ64S01 на сливе сепарата в ПНД-4 и открываются задвижки RВ63S01,03 на сливе сепарата в РБ.

   е) Закрывается задвижка SF61S01 на отсосе из ПНД-3 в конденсатор.

   ж) открывается задвижка RN41S03 на сливе КГП из ПНД-4 в конденсатор и закрывается задвижка RN41S03 на сливе ПНД-3 - для энергоблоков N5,6.

   з) Повышение уровня в ПНД-3 происходит кратковременно, (80-120)сек., после этого уровень резко снижается и сливные насосы RN52,53,54Д01 отключаются при уровне в ПНД-3 менее 200мм.

   к) Регулятор уровня в ПНД-3 переходит на управление клапаном RN51S01 и отключается от клапанов RN50S01,04, которые закрываются и переходят в стерегущий режим; открываются задвижки RN51S02,03.

   л) После отключения всех насосов RN52,53,54Д01 закрываются задвижки на их напорах RN52,53,54S03 через 30 сек..

   13) По снижению уровня в ПНД-1 менее 200мм отключаются сливные насосы ПНД-1 RN72,73,74Д01.Закрывается RN70S01,RN72,73,74S03.

   Открываются задвижки слива конденсата из ПНД-1 на конденсатор RN71S01.

   14) Открывается дренаж 1 отбора на РБ-9 SH11S01.

   15) Открывается SA20S01,впрыск конденсата в ЦНД. После  снижения оборотов турбины менее 1300 об/мин.(SB11G06,НY26), SA20S01 закрывается.

   16) Открывается задвижка сброса конденсата греющего пара из ПНД-2 на конденсатор-RN62S03. (При ручном приводе RN62S03 операцию выполняет оперативный персонал).

   17) Открываются задвижки RM52S01,02-рециркуляция КЭН-2ст. в РБ-9.

   18) Регулятор производительности ТПН1,2 переходит в режим "ПП" при снижении температуры питательной воды менее 214оС. На панели НУ-64 в ФГ "ТПН" гаснет транспарант "МД" и загорается "ПП".

   19) Производится перевод дренажа до ГПЗ на конденсатор. При этом RT10S01 открывается, закрывается RТ10S31.По фактору открытия RT10S01 открывается RC23S01 и вступает в работу регулятор линии впрыска в коллектор дренажей - RC23S02. Открывается регулирующий клапан RT10S02.

   20) Оператор должен открыть (проконтролировать открытие) дренаж за ГПЗ и за СРК, т.е. открыть SH24S01,02,SH24S11,12.

   21) Для предотвращения расхолаживания газоохладителей генератора оператор должен отключить насос охлаждения газового контура генератора ST11(12)Д01,закрыть напорные задвижки ST11(12)S03.

   22) При снижении оборотов турбины менее 1000об/мин. (SB11G06) включится насос гидроподьема ротора турбины SC91(92)Д01,включается ВПУ SN10Д01-НУ27.

   По формату УВС SCОOM оператор  должен  проконтролировать  токовую нагрузку ВПУ при переходе вала турбины на вращение от ВПУ,  т.е.по снижению оборотов турбины.

   Срабатывает табло сигнализации: "Турбина вращается от ВПУ".

   23) Параметры энергоблока стабилизируются через 5-6 мин.

Действия персонала.

Проконтролировать полное  закрытие СК турбины, уведомить персонал БЩУ, определить первопричину срабатывания защиты и проконтролировать:

   1) разгрузку реактора от УПЗ с корректирующим снижением мощности устройством РОМ до 39%Nном - при работе на мощности более 75%Nном;

   2) разгрузку от РОМ через ПЗ-1 до 39%Nном-при работе на мощности менее 75%Nном;

   3) работу регуляторов давления в 1 контуре YPC01,YPC05.При отказе впрыска в КД контролировать срабатывание ПЗ-1 при Р(1)=172кгс/см2, срабатывание АЗ при Р(1)=180кгс/см2;

   4) опережающее открытие БРУ-К по фактору сброса нагрузки ТА. Обратить особое внимание на работу паросбросных устройств. В случае снижения Р(2к) ниже 52кгс/см2, действовать в соответствии с разделом  21 настоящей инструкции.

После окончания переходного процесса необходимо  восстановить регламентное положение ОР СУЗ в следующей последовательности:

   1) Немедленно приступить к вводу борной кислоты в 1 контур подпиточными насосами с расходом не менее 30т/час.

   Для этого включить TB10Д02(03,04) на всас работающего TK21(22,23)Д01,02. Снять с автомата TK81(82)S02 и дистанционно открыть их, пока расход подпитки не будет больше 30т/час (предполагается, что TK31,32S02 стоят на автомате, в работе штатный регулятор уровня в КД,УР002);

   2) Начать извлечение групп ОР СУЗ,  начиная с 9-ой (8-ой). 10-юу группу поднять в регламентное положение, затем извлечь группу, используемую для УПЗ, на КВВ.

   Регламентное положение ОР СУЗ после срабатывания УПЗ должно быть восстановлено в течение не более трех часов. В случае невосстановления регламентного положения ОР СУЗ реактор должен быть  разгружен до МКУ.

   После восстановления регламентного положения ОР СУЗ отключить ТВ10Д02(Д03,04), поставить на автомат ТК81(82)S02, проконтролировать уровень в КД.

Контролировать работу регуляторов уровня в ПГ,  производительности ТПН, обеспечивая поддержание уровней в ПГ в нормальном диапазоне эксплуатационных значений.

В процессе разгрузки при увеличении давления во втором контуре до 73 кгс/см2 контролировать открытие и работу БРУ-А:

   При снижении Р(2) до 68 кгс/см2 проконтролировать закрытие БРУ-А.

После закрытия БРУ-А при отсутствии команд от регулятора на открытие БРУ-А в течении 100 секунд проконтролировать снятие регулятора с автоматического режима (мигание красной лампочки), сквитировать регулятор отключением с постановкой в стерегущий режим.

После окончания разгрузки реактора до уровня 39% Nном проконтролировать включение АРМ в режим "Н" и отсутствие перехода в режим "Т". Проконтролировать прикрытие БРУ-К до величины соответствующей тепловой мощности реактора и стабилизацию всех параметров:

   -давление первого и второго контуров, уровня в КД, температур на входе и выходе из активной зоны, уровней в ПГ1-4.

При необходимости дальнейшего снижения мощности реактора ограничение разгрузки от цифровых регуляторов БРУ-К вывести переводом всех БРУ-К в ручное управление. АРМ перевести в режим "Т" и осуществить разгрузку реактора до нужной величины путем прикрытия БРУ-К.В процессе разгрузки контролировать параметры первого и второго контуров и работу соответствующих регуляторов. После снижения мощности до нужной величины, перевести АРМ в режим "Н", БРУ-К в режим автоматического регулирования. Предварительно надо снять ограничение на закрытие БРУ-К.

   ПРИМЕЧАНИЕ: Для снятия ограничения на закрытие БРУ-К по 20%  Nн и для перевода БРУ-К на контроль текущего давления в ГПК необходимо нажать кнопку "Снятие ограничения" на пан.НУ-69 ФГ "БРУ-К".

   При этом БРУ-К остаются в автоматическом режиме с поддержанием на постоянном уровне текущего значения давления в ГПК.

Контролировать работу блокировок по фактору закрытия СРК турбины или по действию защиты турбины. Через две минуты после полного закрытия СК и ЗПП ТГ проконтролировать отключение выключателя генератора Г-1(2-6) (КАГ-24).при неотключении выключателя,  НСБ отключает его дистанционно с БЩУ.

Оператор должен обратить особое внимание на работу РУД RM50S01, работу регулятора давления в Д-7 RQ21,22S08,RQ22S09 и постоянно контролировать параметры в Д-7 RL21,22B01-давление,датчики RL21, 22P01, уровень RL21,22L01,L02,УВС.

ПРИМЕЧАНИЕ:

1) По алгоритму работы RM50S01 кратковременным сигналом полностью закрывается, при мощности ТГ менее 100 МВТ. При понижении давления в Д-7 RL21,22В01 до 5,8 кгс/см2 и нагрузке Nэл<100 МВт формируется запрет команд "больше" основного RМ50С01 и пускового RМ53С01 регуляторов уровня в деаэраторе. Запрет команд больше RМ50С01 и RМ53С01 снимается при появлении тенденции роста давления в Д-7 (повышения давления на 0,2 кгс/см2 выше минимально допустимого давления). При этом заданием для RМ50С01,RМ53С01 является текущее значение уровня в  Д-7ата (RL21,22L01). Задание текущего значения уровня сохраняется в течение 2 мин. для стабилизации режима. Восстановление уровня до 200см-220см производится со скоростью 2 см/мин. При L>200 см и давлении в Д-7ата Р>6,0  кгс/см2 завершается режим восстановления давления и уровня.

Запрет команд "больше" RМ50С01, RМ53C01 также снимается при снижении уровня в Д-7ата (RL21,22L01) до 150 см независимо от значения давления.

При этом заданием для RМ50C01 RМ53C01 является L=150 см и сохраняется на весь период до появления тенденции роста давления (повышение на 0,2 кгс/см2 выше минимального достигнутого), но не менее 5 минут.

Восстановление уровня до L=200 см производится со скоростью 2 см/мин.

При L=200 см и давлении в Д-7ата Р>6 кгс/см2 завершается режим восстановления давления и уровня. Возможно снятие с автомата RM50S01 в закрытом (или близко к закрытому) состоянии. Это приведет к резкому снижению уровня в Д-7, повышению давления в Д-7,отключению в дальнейшем ТПН-1,2;ГЦН-1-4 и сработке АЗ РУ. Если произошло снятие с автомата РУД RM50S01 в закрытом состоянии, ВИУТ обязан открыть RM50S01 в дистанционном режиме до такой степени, что обеспечивается равенство расходов основного конденсата, поступающего в Д-7 и расхода  питательной воды, поступающей в ПГ1-4. При очень сильном открытии РУД RМ50S01 в Д-7 поступает большое количество охлажденного  конденсата, что приводит к резкому снижению давления в Д-7 (регуляторы RQ21,22 S08,RQ22S09 не справляются с поддержанием давления в Д-7 на номинальном уровне),отключению ТПН-1,2.

   2) Если ВИУТ не может обеспечить параметры в Д-7 на номинальном

уровне (снижается давление и уровень) необходимо ключом ПЗ-1 доразгрузить РУ ниже 40%Nн,что обеспечит снижение расхода питательной воды и стабилизацию параметров в Д-7 RL21,22B01.

Проконтролировать подачу пара на уплотнение ЦВД и ЦНД, состояние регуляторов SG11S02,SG10S04,SG70S02, арматуры SG11S04, SG10S03,SG70S04,SG11S05.Проконтролировать давление пара на уплотнение ЦВД и ЦНД.

Выяснить и устранить причину отключения турбины.

После получения распоряжения начальника смены АЭС приступить к увеличению мощности реактора, если производилась доразгрузка РУ ниже 40%Nн и пуску турбогенератора в соответствие с "Инструкцией по экспл. РУ".

2. Отключение генератора от системы

Рассматривается резкое снижение отбора от парогенераторов в результате сброса нагрузки турбины. Причиной подобного нарушения являются:

   1) Отключение блока от системы выключателями ВНВ-750 (сброс до уровня электроснабжения собственных нужд) из-за повреждений во внешних присоединениях.

   2) Останов блока (отключение выключателей 750кВ АВР секций 6 кВ, гашение поля возбудителя и закрытие СК турбины) из-за внутренних повреждений генератора или трансформаторов ( блочного, собственных нужд, выпрямительного);

   3) Останов турбины (закрытие СК турбины от действия технологических защит и отключение КАГ-24).

   Рассмотрим вариант. Отключение блока с переводом ТГ на уровень энергоснабжения собственных нужд.

  За исходное состояние принята работа блока на номинальной мощности.

Признаки нарушения.

1) Отключение выключателей ВНВ-750 на мнемосхемах БЩУ.

2) Сработка табло сигнализации:

"Отключение генератора".

"Сработка РОМ".

Дополнительные признаки нарушения.

   1) Сработка табло сигнализации:

   - "Сброс нагрузки" с переходом через 10-15 сек на "1500"- ячейка "разворот" ЭГСР;

   - "Турбина на х.х.".

   2) "ПЗ-1" по факту отключения генератора от сети.

   3) Снижение нагрузки генератора до уровня СН блока.

   4) Срабатывают табло сигнализации:

      "Срабатывание УПЗ".

Процессы, происходящие в установке.

Из-за повреждения во внешней сети 750кВ происходит отключение генератора от сети воздушными выключателями.

По факту отключения воздушных выключателей 750кВ от сети осуществляются следующие действия:

   1) ЭГСР формирует на ЭГП форсирующий сигнал, обеспечивающий максимально быстрое закрытие РК и заслонок промперегрева. В ячейке "разворот" загорается сигнал "исходное" и загорается мигающим светом сигнал "Сброс нагрузки".

   2) В течение первых 6-10 секунд частота вращения увеличивается до (1560-1590) об/мин и начинает плавно снижаться. Через 15-17 сек  при снижении частоты  вращения ротора до 1490 об/мин ЭГСР переходит в режим "разворот" с поддержанием частоты вращения ротора ТГ на уровне 1500 об/мин и формирует сигнал на открытие заслонок промперегрева.

При достижении частоты 1560 об/мин повторно формируется сигнал на закрытие заслонок промперегрева.

   Данный цикл повторяется (4-8) раз. Обороты контролируются по приборам SE01,02G01.

   ПРИМЕЧАНИЕ: По состоянию неотключенного КАГ-24 переключающее устройство скорости открытия ЗПП будет находиться в положении "быстро", что приводит к затягиванию переходного процесса (до 12 циклов открытия-закрытия ЗПП),поэтому при нормальной эксплуатации переключатель должен находиться в положении "медленно", автоматы питания переключающего устройства должны быть распитаны.

3) Срабатывает УПЗ, падает 1-я группа ОР СУЗ и мощность реактора снижается до (50-60)%Nн. Срабатывают табло сигнализации:

"Срабатывание УПЗ"

"Шунт 75%"

"Падение ОР"

"Срабатывание ПЗ-11"

"АЗ шунтированно"

4) Включается в работу РОМ и доразгружает РУ до 39%  номинальной мощности.

Срабатывают табло:

"Разрузка РОМ"

"Срабатывание ПЗ-1"

По факту срабатывания РОМ АРМ переключается в режим "Н" и отключается от цепей управления до момента окончания работы РОМ. По окончании разгрузки РОМ действует запрет на переход АРМ в "Т". По факту срабатывания "ПЗ-2" горит лампа запрета работы АРМ на "больше".

5) Кратковременно (5-6 сек) работает БРУ-А ТХ50,60,70,80S05, степень открытия которых составляет 10-15% по УП.

При этом срабатывают табло сигнализации:

     "Срабатывание блокировки по давлению в "ПГ".

     "Открытие БРУ-А".

   Через 120с и при снижении Рп/п<73  кгс/см2 включается регулятор УВС 11(21,31,41) с заданием 68-70 кгс/см2. По мере снижения давления до 68 кгс/см2 клапан БРУ-А прикрывается и при открытии менее 6%  происходит его закрытие непрерывной командой. Через 180 сек регулятор УВС 11(21, 31,41) отключается от блочка управления клапаном.

   6) Давление I контура на номинальном уровне поддерживается работой впрысков УР11S02, УР12S02, УР13S02 и ТЭН КД УР10W01-04.

   7) По факту сброса нагрузки формируется сигнал сброса нагрузки и БРУ-К  идут на открытие, не дожидаясь повышения давления в ГПК до 68 кгс/см2.

   8) Происходит автоматический перевод питания приводных турбин ТПН с III-отбора на КСН. Открываются RQ50S01,02,03, закрывается RB50S02.

   9) БРУ-СН RQ11(12)S01 открываются непрерывной командой в течение 2 сек, а затем переходят на поддержание давление в КСН с уставкой 10 кгс/см2. Закрываются RD34S03,04.

   10) МУТ SE61S01 отрабатывает на "убавить": до срабатывания КВ "холостой ход" или до снижения давления на напоре импеллера менее 7,8 кгс/см2, если первоначально ТГ находится в ГСР; до синхронизации давлений в линии ГСР и ЭГСР, если ТГ первоначально находится в ЭГСР.

   11) Открываются вентили с электромагнитными приводами RH82S04,05; RD50S01,02 и закрываются КОСы.

   12) Открывается задвижка SA20S01 на линии орошения выхлопных патрубков ЦНД.

   13) По факту снижения давления за СРК до 15,0 кгс/см2 абс. происходит открытие RN62S03, RN71S01.

   14) Происходит отключение ПВД по повышению уровня выше I предела.

   15) При снижении давления за ЦВД до 3  кгс/см2 абс. Открывается дренаж I отбора на РБ-9;  SH11S01. Открывается вентиль SН12S01 на дренаже II отбора при понижении  давления в III отборе до 4,5 кгс/см2 (абс).

   16) По факту снижения давления за СРК до 15,0 кгс/см2 абс. или по факту открытия RB63S01 открывается арматура на рециркуляции КЭН II ст.RM52S01.

   17) По факту снижения давления за СРК ниже 15,0 кгс/см2 абс. Или повышения уровня ПНД-3 или ПНД-4 до I предела открывается RB63S01, закрывается RB64S01.

   18) По факту снижения температуры питательной воды менее 214 град.С регуляторы производительности ТПН-1,2 переходят в режим "ПП".

   19) Отключаются RN72(73,74) Д01 по снижению уровня в ПНД-1 RH72,73,74W01 менее 200мм.

   20) Открывается дренаж до ГПЗ на конденсатор RT10S01,02, закрывается на БНТ-RT10S31. По факту открытия RT10S01 открывается RC23S01,02.

   21) При снижении Fпит воды на ПГ менее 150 м3/ч в работу на поддержание уровня в ПГ вступают пусковые клапаны RL71-74S04. Основные RL71-74S02 закрываются импульсами на 2 сек со скважностью 30 сек.

   22) Отключаются по повышению уровня более I предела ПНД-3,4(1215мм RH40W01,RN50W01). При этом открываются RM61S01,RM61S02, RN43S01, закрываются RM60S03,04,01,02 RN43S03. Открываются RN51S01,02

Действия персонала.

При срабатывании табло сигнализации:  "Отключение генератора от сети", проконтролировать:

   1) Отключенное состояние ВНВ-750 на панели НУ-32;

   2) Разгрузку ТГ до уровня собственных нужд;

   3) Сработку УПЗ,РОМ по разгрузке РУ. Через 1,2-1,4 сек. после появления сигнала отключения генератора от сети происходит падение Iгр. ОР СУЗ. На БИГ I группы появляется индикация КВН через время менее 4сек. После сработки УПЗ (привода 05-36; 10-37; 13-36; 11-26; 06 -21;03-28). Срабатывает РОМ. Разгрузка РУ производится до 39% Nн.

   4) Персонал обязан проконтролировать закрытие БРУ-А, а также работу БРУ-К по поддержанию давления в ГПК соответствующему давлению до сброса нагрузки.

   5) Проконтролировать обороты ТГ, вибрацию роторов ТГ, переход регуляторов производительности ТПН в режиме "ПП".

Уведомить весь персонал БЩУ об отключении генератора от сети.

Проконтролировать работу регуляторов давления и уровня I контура УРСО1, УРСО5, УРСО2.

После окончания переходного процесса восстанавливается регламентное положение ОР СУ3.

Контролировать работу регуляторов уровня в ПГ, производительности ТПН-1,2.

После окончания рагрузки РУ до уровня 39%  Nном. проконтролировать включение АРМ в режиме "Н" и отсутствие перехода в режим "Т". Для дальнейшей разгрузки выполняет действия, изложенные выше.

ВИУТ должен обратить особое внимание на работу РУД RM50S01, работу регуляторов давления в Д-7 RQ21,22S08, RQ22S09 и постоянно контролировать параметры в Д-7 RL21,22D01-давление  (датчики RL21,22Р01), уровень RL21,22L01,L02.

НСБ должен контролировать частоту сети 24 кВ и напряжение на секциях 6 кВ. В случае снижения частоты менее 47 Гц в течение более 20 сек или увеличения более 52 Гц - закрыть СРК ТГ. При этом контролировать переход по АВР питания секций 6 кВ СН блока.

После восстановления нормальной электрической схемы на ОРУ-750 с разрешения НС АЭС приступить к набору нагрузки в  соответствии  с требованиями "Инструкции по эксплуатации реакторной установки".

   ПРИМЕЧАНИЕ: Допустимое время работы турбины в режиме обеспечения электроснабжения СН блока составляет не более 1 часа.

По истечению 1 часа, исходя из состояния главной схемы и схемы резервного электроснабжения блока, по согласованию с НС АЭС, закрыть СРК ТГ и разгрузить РУ до 10% Nн для обеспечения паровых нужд блока.

3. Полное обесточивание энергоблока

Рассматривается режим, связанный с потерей питания потребителей собственных нужд, кроме потребителей 1 категории надежного питания, запитанных от секций EK01,02, EL01,02 EM01,02, EN01-04(EK03, EL03, EM03,EN05,06 - для блоков 5,6). Такая ситуация может возникнуть в следующих случаях:

   1) Отсутствие резервного питания собственных нужд  блока   отРТСН-1,2,3,4 по вольтметрам НУ33 и сработка защит, действующих на:

   а) останов блока;

   б) отключение  блока  с переводом ТГ на собственные нужды и затем сработка технологической защиты ТГ на посадку СК;

   в) при сработке одной из защиты:

   - по потере возбуждения;

   - по повышению напряжения;

   - по перегрузу ротора.

   2) Работа защиты на останов блока с отказом работы резервного питания от РТСН-1,2,3,4.

   За исходное состояние принимается работа блока на номинальном уровне мощности и останов блока на перегрузку.

   Основные признаки нарушения:

   - Отсутствие напряжения на секции СН (ВА-ВД);

   - Срабатывание АЗ;

   - Погасание рабочего освещения.

   Персонал обязан контролировать срабатывание АЗ реактора, закрытие СК турбины, выбег ГЦН 1-4 по снижению перепада давления на ГЦН, подачу питания на потребители от ДГ GV01,  GW01, GX01 (5GZ01, 6GZ01 - для бл.  5,6), отвод тепла остаточных энерговыделений активной зоны с помощью естественной циркуляции теплоносителя.

Работа РУ на мощности (Т1к более 70 оС).

Признаки полного обесточивания.

   1) Отключение рабочих вводов ВА01А ВВ01А, ВС01А, ВД01А питания секций 6 кВ собственных нужд блока, невключение резервных вводов ВА02А, ВВ02А, ВС02А, ВД02А, НУ-32.

   2) Погасание рабочего освещения в помещениях блока.

   3) Срабатывание АЗ по следующим возможным причинам:

  - " Снижение частоты на 3 из 4 секциях 6 кВ СН менее 46 Гц"

  - " Обесточивание ГЦН при мощности реактора более 5% Nн (1 из 2х;

  - " Исчезновение силового питания 220В 50Гц на двух вводах СУЗ с выдержкой времени 2(1,4) сек.".

   4) Посадка СК турбины на мнемосхеме БЩУ.

   5) Отключение выключателей 750 кВ.

   6) Отключение выключателей рабочих вводов на секции надежного питания BV, BW, BX - BV01A, BW01A, BX01A. Обесточивание секций надежного питания и запуск автоматики ступенчатого пуска.

   7) Отключение выключателей рабочего питания секций BJ, BK -BJ01A,  BK01A. Обесточивание секций BJ,BK и запуск автоматики ступенчатого пуска (для бл. 5,6).

   8) Отключение выключателей всех ГЦН 1-4 через 9 сек. после начала переходного процесса.

   9) Сработка табло сигнализации:

   -" Обесточивание".

   -" Ступенчатый пуск".

   -" Открытие БРУ-А".

Процессы, происходящие в установке.

Секции 6кВ собственных нужд отключаются рабочими вводами ВА01А,  ВВ01А, ВС01А,ВД01А. АВР на резервные ввода ВА02А, ВВ02А,ВС02А,ВД02Д не проходит.

Срабатывают табло сигнализации

- "Вызов на секции ВА,ВВ,ВС,ВД".

- "Вызов в помещение щитов 0,4кВ".

Обесточивается рабочее освещение на БЩУ.

Отключаются выключатели рабочих вводов на секции надежного питания BV,BW, BX-BV01A, BW01A, BX01A,ВА03, ВВ03, ВС03

По  факту снижения напряжения на секциях ВА,ВВ,ВС,ВД ниже 0,7Vном отключаются вводы 6кВ на трансформаторы нагрузки спецкорпуса, брызгальных насосов, градирен.

ВНИМАНИЕ! Если происходит обесточивание только одного блока и ВU-10, секция СR остаются под напряжением, то срабатывают АВР на секции CN,СМ (CA,CN-блок N5,6), однако на развитие переходного процесса это мало влияет.

Отключаются выключателями рабочими вводами питание на секции 0,4кВ СА,СВ,СМ,СN,СРI,II, CTI,II, CQI,II, CC,СД,СЕ,СF.

Срабатывают табло сигнализации:

            - "Вызов на секции 0,4кВ"

            - "Вызов к КРУ-0,4кВ".

По факту отсутствия напряжения на ВА,ВВ,ВС,ВД ГЦН1-4 переходят в режим выбега, при этом до момента срабатывания второй степени защиты минимального напряжения секции ВА,ВВ,ВС,ВД (задержка 9 сек) индикация положения выключателя ГЦН-4 останется "включено".

Датчики мощности ГЦН покажут его обесточенное состояние сразу же после начала отказа, т.е. АЗ,РОМ и ПЗ-1 срабатывают до выключения выключателей ГЦН1-4.

Срабатывание АЗ по следующим возможным причинам :

   "Снижение частоты на 3 из 4 секциях СН 6кВ менее 46Гц",

   "Обесточивание ГЦН при мощности реактора более 5%Nн" (1 из 2  работающих).

"Исчезновение силового питания 220В 50Гц на двух вводах СУЗ" с выдержкой времени 2(1,4)сек.

Турбина отключается посадкой СРК SE11-14S01.

ПРИМЕЧАНИЕ: Посадка стопорных клапанов происходит действием защит, одновременно с обесточиванием собственных нужд блока всегда.

В конденсаторах турбины происходит потеря вакуума.

Механизмы, запитанные от секций 6кВ и секций 0,4кВ нормального питания отключается защитой минимального напряжения или технологическими защитами. Защита минимального напряжения не действует на VC10Д01,Д02,Д03, VС21,22Д11,ST11,12,Д01,  VC20Д01,02. Эти насосы не отключаются и технологическими защитами.

Т.к. происходит потеря вакуума в конденсаторах турбины, налагается запрет на работу БРУ-К. По росту давления во II контуре срабатывают БРУ-А ТХ50-80S05 и в дальнейшем обеспечивают давление во втором контуре не выше 73кгс/см2.

Подпитка ПГ производится обессоленной водой при температуре не ниже 5оС из баков ТХ10В01,02,03 насосами ТХ10Д01,02,03 через патрубки аварийной подпитки. Для этого оператор должен дистанционно приоткрыть регуляторы подачи воды на ПГ от АПН.

По падению напряжения на ТКЭО EN01-1,EN02-1 ниже 190

В отключатся ПТС (или будут отключаться ТКЭПы по падению напряжения ниже 340В) АБП УВС EF07,08.(блок N1).УВС сохранит свою функцию в течении 45-60 мин. после начала нарушения.

По падению напряжения на ТКЭО EN04,EF03 ниже 190В отключатся ПТС EF09,EF10 (или будут отключаться ТКЭПы по падению напряжения ниже 340В) общеблочной АБП (блок1-4). Сохранится питание на сборках ZA03,ZA05,ZB06, (УВС,УЛУ,УСО УВС; АСУТ), ТКЭПы, которых перейдут на резервные плечи от DV01 DX01. В результате обесточиваеся УКТС МЗ, УКТС БЩУ,РЩ.

Действия персонала.

   1) Проконтролировать и продублировать срабатывание АЗ.

   2) Проконтролировать закрытие СКТГ, ЗПП, отключение генератора от системы, обороты турбины. Выполнить действие согласно раздела 9.

   3) Немедленно объявить по громкоговорящей связи: "Обесточивание блока".

   4) Проконтролировать отключение потребителей, запитанных от секции BV,BW,BX (BJ,BK-для  блока  5,6).Проконтролировать запуск ДГ GV01,GW01, CX01(5GZ01,6GZ01-для блока5,6) по приложениям 4.6 и нагружение секций.

   5) Проконтролировать работу БРУ-А, запрет работы БРУ-К, закрыть БРУ-СН, дренажи RT10S01,RT10S31.

   ВНИМАНИЕ! Не допускать снижение давления во II контуре ниже 52кгс/см2.

   6).Закрыть арматуру на трубопроводах продувки 1 контура-ТК81,82S01,02, закрыть вручную арматуру продувки ПГ RY10S13;

   7).Подать пар в КСН от других  блоков открытием  RQ30S01,RQ31S02 (вручную).

   8).После окончания выбега ГЦН проконтролировать появление естественной циркуляции теплоносителя 1 контура по следующим признакам:

   -наличие разности температур между "горячими" и "холодными"  нитками петель;

   -стабилизацию температур на выходе из кассет;

   -стабилизацию параметров реакторной установки;

   -открытое положение (периодически) БРУ-А, подача питательной воды в ПГ.

   ВНИМАНИЕ! В случае срыва естественной  циркуляции действовать в соответствии с разделом "Срыв естественной циркуляции теплоносителя 1 контура" настоящей инструкции раздел 27.

   9) Сквитировать на отключение КУ механизмов обесточившихся и выключатели которых остались во включенном состоянии: VC10D01,02,03, VC21,22D11, ST11,12D01, VC20D01,02.

   Проконтролировать снижение вакуума в конденсаторах турбины.

   10) Проконтролировать отключение ТПН-1,2 защитой по потере вакуума.

   11) После подключение ДГ к секции BV,BW,BX проконтролировать автоматическое включение и нормальное функционирование системы смазки:

-включение насосов SC10D11,21,31,системы уплотнения вала генератора;

-включение насосов SU11,12,13D01,насоса гидроподьема SC91D01 (SC91D02), валоповоротного устройства SN10D01, ВПУ ТПН-1,2 SE51,52D11.

   12) Проконтролировать начало подпитки ПГ обессоленной водой насосами TX10,20,30D01 из баков TX10,20,30В01.Подпитка ведется дистанционным управлением регуляторами TX11S05, TX13S05, TX14S05, TX12S05, TX31S02, TX32S02.

   13) После окончания выбега ГЦН-1-4 закрыть ТК51-54S03,04,05, проконтролировать включение ВЦЭН: УД11-14Д01.

   14) После окончания ступенчатого пуска восстановить схему охлаждения бассейна выдержки, включить один из насосов TG11(12,13)Д01.

   15) Выяснить причины обесточивания и по возможности устранить их.

Запитать секции нормальной эксплуатации 6КВ по рабочим или резервным вводам, перевести секции надежного питания 6КВ BV,BW,BX (а также ВJ и ВК) по штатному питанию, отключив ДГ. Привести состояние систем и оборудования к горячему состоянию энергоблока.

   16) Если восстановить питание секций 6КВ нормальной эксплуатации не удастся в течении 25-30мин., произвести расхолаживание РУ со скоростью до 15оС/час.сначала путем увеличения отбора пара из  ПГ, а затем системой аварийного расхолаживания. При этом учитывать:

   а)По падению напряжения на ТКЭО EN04,EN03 ниже 190В отключится АБП общеблочное. В результате обесточиваются УКТС МЗ,УКТС БЩУ, РЩ (блок1-4).

   б)По падению напряжения на ТКЭО EN01,EN02 ниже 190В обесточится АБП УВС. Время работы УВС в условиях обесточения СН: 45-60мин.(блок N1)

   в)Перед расхолаживанием отбором пара на БРУ-А или технологический конденсатор создать необходимую концентрацию борной кислоты в теплоносителе 1 контура в соответствии с АНФХ подачей от насосов TQ14,24,34Д01(не менее 45м2 высококонцентрированного раствора борной кислоты).Контроль количества вводимого в 1 контур  высококонцентрированного раствора бора (40г/кг) контролировать по уровню в баках TQ14, 24, 34В01. Для расчета использовать Приложение 3. Контроль за концентрацией бора в 1 контуре вести 1 раз в 30 мин. по штатной схеме.

   ВНИМАНИЕ! Параметры 1 контура перед началом расхолаживания должны соответствовать:Р1к=140-160кгс/см2;Т1к=260-265оС,Нкд=12400+150мм.

При этом в 1 контуре должно быть введено не менее 35м3 высококонцентрированного раствора бора (40г/кг).Это обеспечивает концентрацию раствора бора в 1 контуре не менее величины, определенной по Приложению 3.

   г) После откачки баков TQ14,24,34В01 отключить насосы TQ14,24,34Д01. Подпитку 1 контура осуществлять насосами TQ13,23,33Д01 из баков TQ13,23,33В01, а после откачки TQ13,23,33В01-насосами расхолаживания 1 контура TQ12,22,32Д01 из бака ГА-201 или насосами TQ13,23,33В01 из бака ГА-201 открытием арматуры TQ13,23,33S26.

   д) При расхолаживании не допускать перерывов в подаче питательной воды в ПГ.

   е) Расхолаживание КД осуществлять открытием аварийных сдувок YR51(52,53)S01,YR61(62,63)S01 или УР24S01,02. Этим также обеспечивается регулирование и поддержание давления в 1 контуре.

4. Отключение одного ТПН из двух работающих

Рассматривается частичное снижение расхода питательной воды на парогенераторы при работе блока на номинальной нагрузке, из-за отключения одного ТПН (RL31,41D01 или RL32,42 D01). Отказ может быть связан с повреждениями приводной турбины, самого насоса, их вспомогательных систем, а также нарушениями в цепях регулирования и защит ТПН.

Персонал обязан проконтролировать разгрузку реактора и турбины и обеспечить стабилизацию параметров установки на пониженном уровне мощности, обратив особое внимание на уровни воды в ПГ.

В случае отключения второго ТПН по фактору увеличения его подачи более 4900 т/ч. в течение 5 минут или по фактору увеличения его оборотов более 3500 об/ мин. в течение 5 секунд, остановить реактор от ключа АЗ и закрыть СК ТГ.

За исходное состояние принята работа блока на номинальном уровне мощности.

Признаки нарушения.

1) Сработка табло сигнализации первопричины отключения ТПН-1,2.

2) Производится выбивание дистанционного выключателя стопорного клапана SE51(52)S21, закрываются регулирующие и стопорные клапана,SE51(52)G11, SE51(52)S01.

3) Срабатывают табло сигнализации:

- " Разгрузка РОМ"

- " Срабатывание УРБ"

- " Срабатывание ПЗ-1, ПЗ-2"

- " Падение ОР СУЗ"

- " Отключение ТПН-1(2)" - НУ18.

Дополнительные признаки.

   1) Закрываются задвижки подачи пара к ТПН-1(2) и задвижка на напоре ТПН-1(2) - RQ51(52)S01, RL41(42)S02 - НУ34,35.

   2) Падение ОР СУЗ 1 группы (группы УРБ) на КВН.

   3) Разгрузка РОМ до N = 49%Nн.

Процессы, происходящие в установке.

В качестве примера развития переходного процесса принять следующее нарушение:  полное перекрытие проходного сечения маслофильтра SC51(52)N01. При этом:

   1) Происходит засорение фильтра SC51(52)N01 в маслосистеме ТПН, давление масла падает - RL41(42)P09.

   2) Когда давление масла на всасе насосов регулирования SC51(52)P05 достигнет 0,9 кгс/см2 изб.,  загорается  табло:"Падение  Рмасла на смазку на уровне оси турбины".

   3) Когда давление масла (на оси ТПН-1(2))  SC51(52)P05  достигнет 0,6  кгс/см2  изб.,  загорается табло:"Р масла на смазку 0,6 кгс/см2 на оси турбины".

   4) Когда  давление масла на смазку редуктора ТПН RL31(32)P12 достигнет 0,3 кгс/см2 изб.,  загорается табло:"Падение Р масла на  редуктор".

   5) Когда давление масла в конце масляной линии уменьшится до RL41(42)P09 = 0,35 кгс/см2 изб.,  срабатывает табло сигнализации:"Давление в конце масляной линии меньше 0,35".

   6) При достижении любого из условий:

   SC51(52)Р06 = 0,6 кгс/см2

   RL31(32)Р12 = 0,3 кгс/см2,

   происходит отключение ТПН-1 - УВС,SA51(52)M.

   7) Выбивается дистанционный выключатель стопорного клапана и закрываются СК  ТПН,  одновременно  закрываются  регулирующие  клапаны  -SE51(52)S01, S21, G11.

   8) Закрываются задвижки на подводе пара к СК ТПН и на напоре  ТПН- RQ51(52)S01, RL41(42)S02.

   9) По факту отключения ТПН происходит перевод питания КСН с 3 отбора на БРУ-СН. Открывается RQ11(12)S01 и по началу их открытия закрывается RD34S03.

   10) Происходит   перевод   питания   ТПН   на   КСН:  открываются RQ50S01,02,03 и после начала их открытия закрываются RB50S02. Через 5 минут после открытия RQ50S01 закрывается RQ50S02.

   11) По факту отключения ТПН в пределах 2-5 секунд срабатывает УПЗ и разгружает реактор до 55-60%.

   12) Включается РОМ и доразгружается реактор до мощности 49% номинальной.

   13) АРМ переключается в режим "Н" и отключается от цепей управления на время работы РОМ, горит лампа "Запрет больше".

   14) Срабатывают следующие табло сигнализации:

   " Разгрузка РОМ";

   " Срабатывание ПЗ-1";

   " Срабатывание ПЗ-2";

   " Падение ОР 1";

   " Отключение ТПН";

   " Срабатывание УПЗ".

   15) По сигналу УПЗ ЭГСР переходит в РД-1 с изменяющимся во времени заданным давлением в ГПК по следующему алгоритму:

   - задание не меняется в течение 4 с. после срабатывания УПЗ;

   - повышение заданного давления со скоростью 1 кгс/см2/сек. в течение 6 сек.;

   - выдержка времени 10 сек.;

   - снижение  заданного  давления  до  61  кгс/см2/сек.  со скоростью 0,2 кгс/см2/сек. - RC12P02.

   16) Турбина разгружается примерно до 400 МВт.

   17) Регулятор производительности оставшегося в работе ТПН по факту  увеличения  его расхода до 3900 т/час и одновременного уменьшения расхода за отключившимся ниже 1700 м3/час,  переключается в режим ограничения  максимального  расхода  и  поддерживает расход в диапазоне 4300-4500 т/час.  При возникновении сигнала на разгрузку ТПН, сформированного по  закону  управления  поддержания перепада давлений между Ргпк и Рпит.воды,  регулятор переключается в режим  "перепада  давления".

   18) Уровень  в  парогенераторах в процессе разгрузки снижается на 250-350 мм. от начального - УВ(10-40)L11, L19.

   19) При  снижении уровня в ПГ на 100мм от номинального включаются ВПЭН - RL51,52Д01.

   20) Давление первого контура в ходе разгрузки снижается приблизительно  на 10 кгс/см2 от начального и далее восстанавливается работой ТЭН КД.

   21) После окончания работы РОМ, АРМ  включается  в  режиме  "Н"  и действует запрет  на  его переход в режим "Т" по отклонению давления .

   22) Все параметры стабилизируются примерно через 5 минут.

Действия персонала.

   1) Убедиться в факте отключения одного ТПН-1(2) по индикации  механизмов панелей НУ-34(35), фрагментам УВС уведомить персонал БЩУ.

   2) Проконтролировать :

   - разгрузку реактора действием УПЗ и РОМ;

   - работу  регуляторов  УРС01,  УРС05  давления  1 контура,  работу впрысков в КД (YP13S02, YP11,12S02), ТЭН КД YP10W01-04;

   - работу регулятора УРС02 уровня в КД, YP10B01;

   - переход ЭГСР в режим РД-1 и разгрузку  турбины  до  уровня  мощности, определяемой степенью разгрузки РУ от РОМ (49%Nн);

   - параметры  оставшегося  в  работе  ТПН  RL31,41D01  (RL32,42D01)расход насоса,  переход его регулятора производительности в режим поддержания перепада давления, давление на его напоре;

   - работу регуляторов уровней ПГ 1-4.

   3) При  уменьшении уровня до 22 см по уровнемеру с метровой базой (УВ10,20,30,40L19) в любом  ПГ  проконтролировать  включение  насосов RL51,52Д01.  При  необходимости  снизить  мощность РУ до стабилизации уровней в ПГ 1-4.

   ВНИМАНИЕ! При  снижении  уровня   котловой   воды   в   любом   ПГ УВ10(20,30,40)W01 ниже Lном.- 500 мм по уровнемерам с 4-х метровой базой проконтролировать      отключение       соответствующего       ГЦН УД10(20,30,40)Д01.

   4) После окончания разгрузки реактора и стабилизации уровней в ПГ 1-4,  проконтролировать включение АРМ в режим "Н" и работу ЭГСР в режиме "РД-1".

   5) Проконтролировать стабилизацию параметров 1 и 2 контуров  давления, уровней в ПГ и КД. Отключить работающие насосы RL51,52Д01.

   6) После стабилизации параметров установки:  выставить уставку по нейтронной мощности в соответствии с допустимой мощностью, равной 50%Nн для одного работающего ТПН.

   7) Выполнить восстановление регламентного положения ОР  СУЗ после УРБ: приступить к вводу борной кислоты в 1 контур и начать извлечение группы ОР СУЗ,  начиная с 9-ой (8-ой).  10-ую группу поднять в регламентное положение,  затем извлечь группу,  используемую  для  УПЗ  (Iгруппу), на КВВ. Регламентное положение ОР СУЗ после срабатывания УПЗ должно быть восстановлено в течение не более трех часов. В случае невосстановления регламентного  положения  ОР  СУЗ  реактор должен бытьразгружен до МКУ.

   При этом мощность РУ выше 50%Nн не должна превышаться.

   8) Выяснить причину отключения ТПН и устранить ее.

   9) После получения  распоряжения НС АЭС:

   - ввести отключенный ТПН в работу;

   - увеличить мощность блока до номинальной в соответствии с  требованиями "Инструкции по эксплуатации РУ".

5. Полное прекращение подачи питательной воды от ТПН и  ВПЭН  на все ПГ

Рассматривается практически мгновенное прекращение подачи питательной воды на все ПГ от ТПН (RL31,41D01, RL32,42D01) и  ВПЭН  (RL51,52D01)  при  работе установки на номинальной мощности.

Данная ситуация возможна: при срабатывании защиты по повышению уровня в  любом  из  корпусов  ПВД гр.А,  Б до II предела (4550 мм) и отказе включения ВПЭН RL51,52D01; в случае разрыва трубопроводов питательной воды; при нарушениях, которые привели к снижению (потере) уровня в Д-7 RL21,22B01 менее 100 см.

Признаки нарушения.

   1) Отключение ТПН-1,2 и невключение ВПЭН RL51,52D01.

   2) Посадка СРК турбины по факту отключения ТПН-1,2.

   3) Отключение всех ГЦН 1-4 по снижению уровня в ПГ. Сработка табло сигнализации:

   "Защита ГЦН 1(2,3,4).

   4) Срабатывание АЗ реакторной установки по факту отключения ГЦН.

   Сработка табло сигнализации:

   "Отключение 1-го ГЦН из 2-х при N>5%Nн".

   "Срабатывание АЗ".

   "Неисправность ПЗ и СУ".

   5) Падение всех ОР СУЗ на КВН.

   6) Отсутствие расхода питательной воды по датчикам  RL71-74F01.

Процессы, происходящие в установке.

За исходное состояние принята работа блока на номинальной мощности.

Для описания переходного процесса,  в  качестве  примера, принята ситуация с разрывом трубопровода рециркуляции ТПН- 1,2 в точке его присоединения к патрубку деаэратора Д-7ата. При этом:

   1) Происходит  разрыв  трубопровода  рециркуляции ТПН в точке его присоединения к патрубку деаэратора.

   2) Поскольку  задвижки  рециркуляции  ТПН закрыты (RL41,42S03,04) течи из напора ТПН-1,2 не будет, будет происходить истечение из водяного объёма Д-7ата RL21B01 (RL22B01).

   3) Наблюдается снижение уровня воды в  деаэраторах  RL21,22L01.  При уровне ниже 200 см будет отрабатывать на "больше" РУД RМ50S01, что вызовет включение резервных КЭНI, IIст.  включатся по АВР RМ43(42,41)D01, RМ13(12,11)D01.

   4) При уровне в деаэраторах около 1 м происходит "захват" пара во всасывающий трубопровод ТПН и кавитационный срыв ТПН 1,2. Срабатывают табло сигнализации:

   "Подпор на входе в предвключенный насос аварийно низок".

   "Подпор на всасе ВПЭН аварийно низок".

   5) По  факту  снижения давления  на всасе  главного насоса  менее 12 кгс/см2 изб. происходит отключение ТПН-1, 2.

   6) По факту отключения двух ТПН происходит останов турбины,  срабатывает УПЗ, РОМ начинает разгружать реактор до 10% номинальной мощности SE11-14S01, I группа, X группа ОР СУЗ.

   7) Начинается снижение уровня во всех ПГ. Начальная скорость снижения уровней в ПГ1-4 составляет 15-30 см/сек.  По фактору отключения двух ТПН включаются ВПЭНы,  но происходит их кавитационный срыв. Расход питательной воды снижается до нуля, давление на напоре равно давлению на всасе.  ВПЭНы RL51,52D01 отключаются по снижению давления на напоре.

   8) При отключении ТПН-1,2 откроются RL41,42S03,04,  но  закроются напоры ТПН-1,2 RL41,42S02. Если этого будет недостаточно, то срабатывают клапана ТХ41-44S03,04.  Поэтому снижения давления в ПГ1-4  из-за течи не будет происходить.

   9) При снижении уровня в ПГ до Нном - 500 мм происходит  последовательное отключение ГЦН,  срабатывает аварийная защита по факту отключения одного из двух ГЦН и мощности РУ более 5%.

  10) После снижения уровня в деаэраторах менее 1 м начинается "захват" пара  в  течь,  что приводит к быстрому снижению давления пара в деаэраторах.

  11) Вода  из разрыва сливается на пол машзала,  запаривается часть МЗ в районе ряда Б-В,  ось 3-8.  Срабатывает табло сигнализации "Уровень в дренажном приямке".

   12) Из-за  снижения давления пара в деаэраторах происходит уменьшение расхода пара на эжектора основной  турбины  и  ТПН,  происходит ухудшение вакуума  в конденсаторах ТПН и основной турбины.  Ухудшение вакуума происходит также из-за прекращения подачи пара  на уплотнения.

   13) Уровень в ПГ уменьшается  до  135  см,  происходит  включение TX10,20,30D01.

   14) Управляя дистанционно клапанами ТХ11-14S05, ТХ21,22S02, ТХ31,32S02 оператор восстанавливает уровень в ПГ1-4,  не допуская при этом снижения температуры теплоносителя.

   1. Температура теплоносителя I контура начинает  интенсивно расти при снижении уровней в ПГ1-4 менее 1500 мм.

   2. Если оператор не восстановит уровни в ПГ1-4 дистанционным  управлением клапанами ТХ11-14S05,  ТХ21,22S02, ТХ31,32S02, то будет потеряна функция охлаждения теплоносителя I контура через второй,  а  в дальнейшем к потери теплоносителя I контура и утрате функции охлаждения активной зоны.  Как следствие всего этого,  серьезное повреждение активной зоны.  Запас времени с начала аварии до серьезного повреждения активной зоны в этом случае составляет 3  часа.  Развитие  аварии аналогично протеканию  аварии с обесточиванием собственных нужд блока и отказом в запуске всех трех ДГ.

  

Действия персонала.

   1) Уведомить  персонал  БЩУ  об отключении двух ТПН,  невключении ВПЭН RL51,52D01, закрытии СРК турбины.

   2) Проконтролировать отключение ГЦН 1-4, срабатывание АЗ реактора. Выполнить операции после АЗ.

   3) Закрыть ТХ41,42,43,44S01,02 для локализации течи.

   4) Проконтролировать  автоматические действия при посадке СРК ТГ.

Питание КСН перенести от  ОКСН.  Открыть  RQ30S01,  RQ31S02,  закрыть RQ11,12S01, RТ10S01,02. Перевести работу КЭН-II полностью на рециркуляцию через RМ52S01,02. Перевести питание паром эжекторы и уплотнения турбины от КСН. Проконтролировать прекращение подачи конденсата в деаэратор. Прекратить подачу пара на деаэратор,  закрыть RQ21,22S08,09,RQ22S10.

   5) Проконтролировать отсутствие тенденции аварийного падения давления во  всех ПГ1-4.  Проконтролировать уровни в ПГ1-4,  температуру теплоносителя I контура.

   6) Проконтролировать   включение  TX10(20,30)D01.  Восстановление уровня питательной воды в ПГ производить дистанционным открытием клапанов TX11-14S05, TX21,22S02, TX31,32S02, не допуская снижения температуры теплоносителя I контура ниже 2600С.

   ПРИМЕЧАНИЕ: После снижения уровня в ПГ 1-4 ниже Нном - 200 мм для исключения гидроударов в трубопроводе питательной воды восстановление уровня в ПГ производится АПЭН TX10(20,30,40)D01 во всех парогенераторах. Только  после  достижения Нном разрешается подача от ТПН и ВПЭН.

Это относится к случаю полного прекращения подачи питательной воды от ВПЭН и ТПН на ПГ 1-4.

   7) Проконтролировать наличие ЕЦ теплоносителя I контура.

   8) Открыть аварийные сдувки из-под крышки реактора, на коллекторах ПГ, из КД.

           9) Контролировать поступление борного раствора на всас работающего подпиточного насоса ТК21(22,23)D01,02 по снижению уровня в ТВ10В01(02), по изменению уровня в ТК10В01. Дать команду ДЛВРХЛ брать анализы теплоносителя I контура на СНзВОз каждые 30 минут.

Лекцию разработал

доцент кафедры Эксплуатации и ФЗ ЯЭУ                            В.Н. Петрыкин


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

46319. Разработка схемы базирования заготовки. Выбор установочных элементов 199.5 KB
  Анализ исходных данных и формулирование служебного назначения приспособления В качестве исходных данных конструктор приспособления должен иметь: чертеж заготовки и детали с техническими требованиями их приемки; операционные чертежи на предшествующую и выполняемую операции; операционные карты технологического процесса обработки данной детали. Служебное назначение приспособления – это максимально уточненная и четко сформулированная задача для решения которой оно предназначено. Классификация технологической оснастки По целевому назначению...
46320. Расчет точности базирования заготовок деталей 94 KB
  Погрешность базирования при установке вала на призму Рис. Схема для определения погрешностей базирования при установки вала уста на призму. При обработке вала в призме могут быть могут быть следующие измерительные базы для размера h. Измерительные базы при обработке вала в призме.
46321. Зажимные элементы приспособлений 224.5 KB
  При обработке партии таких деталей требуется получить высокую концентричность наружных и внутренних поверхностей и заданную перпендикулярность торцов к оси детали. При зажиме обрабатываемой детали на оправке осевая сила Q на штоке механизированного привода вызывает между торцами шайбы 4 уступом оправки и обрабатываемой деталью 3 момент от силы трения больший чем момент Мрез от силы резания Рz. Где: коэффициент запаса; Рz вертикальная составляющая сила резания Н кгс; D наружный диаметр поверхности обрабатываемой детали мм; D1 ...
46322. Разработка компоновки приспособления 117.5 KB
  Разработка компоновки приспособления Разработку общего вида приспособления начинают с нанесения на лист контуров заготовки. В зависимости от сложности приспособления вычерчивают несколько проекций заготовки. Разработку общего вида ведут методом последовательного нанесения отдельных элементов приспособления вокруг контуров заготовки. Более этого вычерчивают корпус приспособления который объединяет все перечисленные выше элементы.
46323. Составление расчетной схемы и исходного управления для расчета зажимного усилия Рз 202 KB
  Составление расчетной схемы и исходного управления для расчета зажимного усилия Рз Закрепление заготовки производится с помощью зажимных устройств различных конструкций. Принцип действия и конструкцию зажимного устройства конструктор выбирает исходя из конкретных условий выполнения операций: типа производства величин сил резания действующих на заготовку при выполнении операций конструктивных особенностей заготовки типа станка. Выбор коэффициента трения f заготовки с опорными и зажимными элементами. Выбор коэффициента трения заготовки с...
46324. Составление расчетной схемы и исходного уравнения для расчета исходного усилия Ри 359 KB
  Наряду с изменением величины исходного усилия силовой механизм может также изменять его направление, разлагать на составляющие и совместно с контактными элементами обеспечивать приложение зажимного усилия к заданной точке. Иногда силовые механизмы выполняют роль самотормозящего элемента, препятствуя раскреплению заготовки при внезапном выходе из строя привода.
46325. Расчет приводов зажимных устройств 73 KB
  Благодаря использованию более высокого давления жидкости по сравнению с пневмоприводом при тех же развиваемых усилиях имеет меньшие габариты и вес; масло обеспечивает смазку трущихся частей. 5 – низкого давления и большой производительности и 4 – высокого давления и малой производительности. После замыкания механизма упора зажимного элемента в деталях давления в системе увеличивается и напорный золотник 6 отключает насос низкого давления. В дальнейшем будет уже работать только насос высокого давления рис.
46326. Электромеханические приводы защитных устройств 58.5 KB
  Электромеханические приводы защитных устройств Электромеханические зажимные устройства ЭМЗУ состоят из электродвигателя передаточного механизма зажимных элементов. Электродвигатель работает кратковременно только при зажиме или отжиме поэтому в ЭМЗУ всегда имеется самотормозящая передача для фиксирования состояния системы после зажима и отключения двигателя. В квазистатических ЭМЗУ сила зажима создается только за счет электромагнитного момента двигателя и величина этой силы определяется настройкой динамометрирующих упругих элементов в...
46327. Выращивание зерновых и снижение затрат на их обработку 587.76 KB
  Однако в Россию завозится большое количество продуктов питания изза рубежа что способствует повышению продуктивной зависимости от стран запада и политическую зависимость страны. руб. руб. продукции руб.