80168

Аварийные режимы, обусловленные разуплотнением первого контура

Лекция

Энергетика

В связи с тем, что размер и место утечки является фактором, ограничивающим нормальную работу реакторной установки и вспомогательных систем (например: системы ТК, системы ТF),возможность работы реакторной установки на мощности определяется для каждого конкретного случая.

Русский

2015-02-16

298 KB

3 чел.

                                                                                                  «УТВЕРЖДАЮ»

                                                                                                Заведующий кафедрой

                                          Эксплуатации  и ФЗ ЯЭУ                                                                                                                                                                                                                                                                

                                             В.А. Кирияченко

     «__»____________20__ г.

Лекция  № 22, 23, 24

Тема: Аварийные режимы, обусловленные разуплотнением

первого контура

План лекции

                                                                                                                

1. Вводная часть                      5 мин.

2. Основная часть:  

2.1. Течи теплоносителя 1-го контура, компенсируемые

      системой подпитки-продувки 1-го контура.                                 55 мин.                                                                                     

2.2. Течи теплоносителя 1-го контура, компенсируемые

      системой аварийного ввода бора высокого давления.                 55 мин.

2.3. Некомпенсируемые течи 1-го контура.                                         55 мин.

2.4. Течи теплоносителя 1-го контура во 2-й.                                      65 мин.                                                     

3.   Заключительная часть.               5 мин.

Задание на самостоятельное изучение материала – 4 часа.

Действия оператора при различных размерах течи 1-го контура. Литература [19,20].

В результате изучения материала лекции студенты должны:

а) знать:

- возможные причины возникновения перечисленных аварийных ситуаций;

- действия персонала при подобных авариях;

б) уметь предотвратить выход радиоактивных веществ за установленные пределы;

в) быть ознакомленными с физическими основами процессов, протекающих на ЭБ при авариях, связанных с разуплотнением 1-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. Течи теплоносителя 1
-го контура,  компенсируемые системой подпитки-продувки 1-го контура

   В разделе рассматриваются нарушения,  связанные с течами теплоносителя 1-го контура через неплотности, причем, размер утечки компенсируется работой одного насоса системы ТК (до 60 т/ч.).

   За исходное состояние  принимается  работа  реакторной  установки на любом уровне мощности.

   В связи с тем, что размер и место утечки является фактором, ограничивающим нормальную работу реакторной установки  и  вспомогательных систем (например: системы ТК, системы ТF),возможность работы реакторной установки  на  мощности определяется для каждого конкретного случая.

   Кроме того, при утечке более 0,7 т/ч., место течи которой обнаружить невозможно,  или утечке более 2,0 т/ч.  с известным местом  течи персонал обязан  приступить  немедленно  к разгрузке блока и останову реактора с расхолаживанием и параллельно вести поиск течи.

   Действия персонала зависят от места течи.  Общие признаки нарушения и немедленные действия персонала выделены в следующие варианты:

   1 - Течи контролируемых разъёмов основного оборудования 1 контура;

   2 - Течи 1-го контура во 2-ой при повреждении трубчатки и коллекторов 1 контура ПГ;

   3 - Течи из парового пространства КД (YP10B01);

   4 - Течи 1 контура при повреждении уплотнений ГЦН;

   5 - Течи 1 контура через обратные клапаны YT11S03,04; YT12S03,04; YT13S03,04; YT14S03,04 в гидроёмкости;

   6 - Течи 1 контура  в систему TF;

   7 - Течи 1 контура через неконтролируемые разъёмы оборудования и при повреждениях трубопроводов и оборудования 1 контура.

Признаки нарушения.

   1) Отработка  на больше клапанов TK31(32)S02 воздействием регулятора  YРС02.

   2) Регулятор УРС01 включает в работу дополнительные (по сравнению со стационарным режимом) ТЭН КД YP10W01(02,03,04).

   3) Сработка табло сигнализации:

   " Разбаланс подпитки-продувки 1 контура"

   " Снижение температуры подпиточной воды".

   4) При течи теплоносителя 1 к.  более  30-35  м3/час  блокировкой ТКВ17(35,53) включается резервный насос подпитки ТК21(22,23)Д01,02. В этом случае загорается табло: "АВР сработал".

   5) Снижение уровня в ТК10В01.

   6) Сохранение неизменными следующих параметров: температуры в холодных и горячих нитках петель 1 контура,  уровня в КД,  давления в 1 контуре.

   7) При течи первого контура в пределах Г.О.  повышаются параметры внутри Г.О.: температура, давление, активность.

   8) При течи первого контура вне Г.О.  повышается уровень  в  баке спецканализации TZ00B01.  Сработка сигнализации затопления трапов. Повышение давления и запаривание помещений, где произошел разрыв.

Действия персонала.

Контролировать  работу  регуляторов  давления  1  контура (ТЭН КД YP10W01-04), уровня в КД ( ТК31,32S02), расхода продувки 1 контура (TK81,82S02).

Контролировать температуру подпиточной воды, подаваемой в первый контур.  Температура подпиточной воды не должна отличаться от температуры теплоносителя холодной  нитки петель больше, чем на 1200С.

Включить TB30D03 на подпитку ТК10В01 боросодержащей водой из ТВ30В01(02) с концентрацией, близкой к текущей в 1 контуре и с качеством, удовлетворяющим нормам подпитки 1 контура. Включить в работу в автоматическом режиме регулятор уровня ТК10В01.

   ПРИМЕЧАНИЕ: Если в ТВ30В01(02) нет боросодержащей воды с концентрацией, близкой к текущей в первом контуре, подпитку ТК10В01 вести из бака ТВ30В02(01) с боросодержащей водой,  где концентрация  Н3ВО3  не менее 16  г/кг  и  дистиллятом  от  насосов  TN21,22,23D01  из баков ТВ40В01(02). При этом положение регулирующей  группы  (10  группа  ОР СУЗ) ОР СУЗ не должно выходить из регламентного положения.

Перевести АРМ в режим "Н" и проконтролировать  переключение ЭГСР турбины в режим "РД1".

Установить  величину  утечки  из  1  контура,  для   чего использовать:

   - Расход от работающего (работающих) насоса ТК21,22,23Д01,02;

   - Расход подпитки на 1 контур;

   - Расход продувки 1 к.;

   - Расходы уплотняющей воды на ГЦН1-4;

   - Расходы слива уплотняющей воды ГЦН1-4;

   - Падение уровня (величину подпитки) в ТК10В01.

   ПРИМЕЧАНИЕ: Учесть,  что уровень в ТК10В01 при течи теплоносителя 1 контура с расходом 30 т/час (величина  дебаланса подпитки-продувки) приводит к  снижению  уровня  воды в ТК10В01 без его подпитки со скоростью примерно 7 см/мин, а течь теплоносителя 1 контура с расходом 6 м3/час приводит к снижению уровня воды в ТК10В01 без подпитки со скоростью 1,4 см/мин.

Определить величину утечки теплоносителя 1 контура сведением баланса воды, подаваемой и сливаемой из 1 контура.

   Уведомить руководство АЭС о наличии утечки теплоносителя 1 контура и приступить:

   1) При течи более 2 т/час - немедленно к останову и  расхолаживанию реакторной  установки в соответствии с "Инструкцией по эксплуатации РУ" с нормальной скоростью, в плановом порядке.

   2) При  течи  менее  2 т/час - к дальнейшему поиску и локализации места течи,  при необходимости запросить у главного инженера АЭС разрешение на посещение гермооболочки (через НС АЭС).

   При этом проконтролировать герметизацию оболочки:

   - Значение разрежения в гермооболочке;

   - Закрыть  (проконтролировать закрытое состояние) ручной арматуры TZ22S03,04,07,08, TZ42S01,02,05,06.

   Проконтролировать параметры среды в гермооболочке:

   - Температуру;

   - Давление.

   Запросить у НС ООС и РБ данные по активности  среды  в  помещениях гермооболочки.

   Посещение Г.О.  для  осмотра разрешается,  если вышеперечисленные параметры не отличаются от стационарных и не превышают:

   - Температура <=60оC;

   - Давление - 0,85-0,99 кгс/см2;

   - Относительная влажность <90%;

   - Активность - не более 10-6 Ки/л.

   ПРИМЕЧАНИЕ: При определении места течи и при расхолаживании  подпитку ТК10В01 осуществлять по существующему алгоритму:

   а) Насосом  TB30D03  из  баков ТВ30В01(02) с концентрацией борной кислоты не менее 16 г/кг;

   б) После   исчерпания   запаса    в    ТВ30В01(02)    подпитывать насосами TB10D02(03,04) из ТВ10В01,02.

   Если исчерпан запас воды в ТВ10В01,02 подпитку 1 контура при расхолаживании осуществлять TQ14,24,34D01 и TQ13,23,33D01 из баков TQ13,23,33B01, TQ14,24,34B01, затем из бака ГА-201.

Запросить у НС ОРБ и ООС данные по активностям в  помещениях блока и активности технических сред:

   - Активности внутри герметичной оболочки;

   - Активности выбросов в венттрубу;

   - Активности в помещениях обстройки;

   - Активности пара в паропроводах от ПГ;

   - Активности на выхлопе основных эжекторов турбины;

   - Активности продувочной воды ПГ и при наличии активности - опре-

деление течи теплоносителя 1 контура во 2-ой;

   - Активности воды системы промконтура, TF;

   - Активности   технической   воды  ответственных  потребителей  и

неответственных потребителей.

Осмотреть  трубопроводы  и оборудование в помещениях обстройки РО:  А025,  А027/1-3, А029, А123/1-3, А318, А328 и убедиться в их плотности. Осмотреть помещения КИП А329/1-3.

Проконтролировать закрытое состояние арматуры:

   YR01,02,03S01

   YR11-41S01, YR12-42S01

   YR51,52S01

   YR61,62,63S01

   YP24S01,02

   ТР20S04,05.

Проконтролировать:

   - Изменение объёмов поступления  трапных  вод  из  гермооболочки, отобрать пробу воды, поступающей из ГО на содержание борной кислоты;

   - Открытое положение локализующей арматуры ТР15S01,03, TY10S01,03.

   Произвести поочередное  отключение  высокотемпературных  фильтров TC10,20,30,40N01, контролируя значение утечки после отключения одного из фильтров,  ввести  в  работу  ранее отключенные исправные фильтры, уведомить руководство  АЭС  о  наличии  неплотностей в тракте фильтра TC10 (20,30,40)N01, если такие обнаружены.

   При отсутствии изменений утечки после  отключения  всех  фильтров TC10,20,30,40N01 произвести их поочередный ввод в работу.

При обнаружении места течи с расходом менее  2,0  т/час, не  приводящей к превышению допустимых значений параметров окружающей среды для помещений, в которых установлено  оборудование  с  течью,  а также  предельных значений радиоактивного выброса в окружающую среду, продолжить работу на текущем уровне мощности при условии стабилизации параметров и отсутствии развития течи.

   При  течи на верхнем блоке или главном разъёме реактора немедленно приступить к останову и расхолаживанию реакторной установки независимо от размера течи.

   При утечке 1 контура более 0,7 т/час, источник которой не удалось обнаружить в течение 1 часа,  уведомить руководство АЭС и  приступить по распоряжению НС АЭС к разгрузке блока и останову  и расхолаживанию реакторной установки  в  соответствии  с «Инструкцией по эксплуатации реакторной установки».

Течи контролируемых разъёмов основного оборудования 1-го контура.

   1) Проверить наличие сигналов  по  нарушению  плотности  разъёмов следующего оборудования (УВС, формат УО00М):

   а) Реактора:  главный разъём,  разъёмы чехлов ОР,  патрубков  ТК, патрубков КНИ;

   б) Компенсатора давления: разъёмов ТЭН, люка-лаза;

   в) Высокотемпературных фильтров TC10,20,30,40N01;

   г) Коллекторов парогенераторов.

   2) После получения данных по активности сопоставить их с  имеющимся сигналом для подтверждения места течи.

   3) При течи главного разъёма через наружную прокладку  или  разъемов на верхнем блоке (внутренние прокладки приводов СУЗ,  выводов ТК и КНИ) уведомить руководство АЭС и приступить к разгрузке блока и останову  и расхолаживанию РУ в соответствии с "Инструкцией по эксплуатации реакторной установки".

   ПРИМЕЧАНИЕ: При появлении течи через внутреннюю прокладку главного разъёма и сохранении плотности наружной прокладки  реактор  должен быть остановлен  в  срок,  определяемый главным инженером АЭС (первым заместителем директора) или заместителем директора по  производству и технологии.

   4) При течи разъёма одного из фильтров СВО-1:

   а) Закрыть   соответствующую   арматуру:   TC10S04,   TC10S01,02, TC20S04, TC20S01,02, TC30S04, TC30S01,02, TC40S04, TC40S01,02;

   б) Убедиться, что утечка теплоносителя прекратилась;

   в) Уведомить руководство АЭС о выявленной неплотности разъёма высокотемпературного фильтра и продолжить работу на текущем уровне мощности. Поврежденная нитка СВО-1 выводится  из  работы  до  очередного планового ремонта (перегрузки),  а соответствующая петля работает без очистки.

   5) При течи разъёмов коллекторов ПГ:

   а) Допускается ограниченная,  не более 72 часов, эксплуатация парогенератора с  последующим переуплотнением люка при нарушении герметичности только одной из прокладок - первой или второй -  в фланцевом соединении люка коллектора 1 контура.  Линия протечек при этом должна быть открыта, давление в МПП не более 20 кгс/см2.

   При нарушении  герметичности  только  первой прокладки давление в системе МПП может повышаться до рабочего давления 1 контура.  При нарушении герметичности  только  второй  прокладки давление в МПП может повышаться до рабочего давления 2 контура (при закрытой линии  протечек);

   б) Не допускается эксплуатация парогенератора при течах через обе прокладки люка 1 контура.

   При обнаружении наличия давления в  МПП  и  повышении  активности продувочной воды ПГ уведомить руководство АЭС и приступить к останову и расхолаживанию РУ в соответствие с "Инструкцией по эксплуатации РУ".

Парогенератор необходимо  вывести  из работы в течение не более одной смены. Люк переуплотняется.

   6) При нарушении плотности остальных разъёмов в случае, если место течи известно и расход утечки не превышает 2 т /час, уведомить руководство АЭС и продолжать работу на текущем уровне мощности.

   ПРИМЕЧАНИЕ: При превышении нижеприведенных значений верхней  регламентной границы   проектных  пределов  нормальной  эксплуатации  по контролю плотности люков персонал обязан выполнить осмотры оборудования (по  ПГ - выполнить анализ активности продувочной воды) для установления факта течи (или её отсутствия)  через  уплотнения  люков.  В случае течи (определяется по признакам п. 29.2.  и по результатам осмотра) через обе  прокладки  уплотнения  люков,  определить  величину утечки и действовать в соответствии с п.29.1.

Наименование люков

ВРГ пределов нормальной

эксплуатации

Контроль плотности люков ПГ

>30 кгс/см2

Контроль плотности люков КД

>25 кгс/см2

Контроль плотности разъёмов ТЭН КД

>25 кгс/см2

Контроль плотности разъёма ГЦН

>25 кгс/см2

Контроль плотности люка ГЕ САОЗ

>25 кгс/см2

Течи теплоносителя I контура в систему промконтура TF.

   Наиболее характерны следующие причины течи 1-го  контура  в  систему промконтура TF:

   - нарушение теплообменной  поверхности  доохладителя  продувки  I контура TK80W02;

   - нарушение теплообменной поверхности теплообменников  автономного контура и запирающей воды ГЦН1(2-4);

   - нарушение теплообменной поверхности холодильников отбора проб.

   Ниже рассмотрен режим нарушения теплообменной поверхности доохладителя продувки I контура, как режим с наиболее неблагоприятными последствиями (Возможна течь величиной 100т/час,  а также потеря системы промконтура).

Признаки нарушения (дополнительные):

   1) Повышение температуры воды  промконтура  после  ТК80W02,  перед теплообменником TF21(22)W01- TF15T01, TF20T01, УВС.

   2) Повышение температуры подпиточной воды после РТО из-за повышенного  расхода продувки - TK40T01, УВС.

   3) Повышение температуры продувочной воды после TK80W02 - TK80T01, УВС.

   4) Повышение  активности  воды  в системе TF.

   5) Повышение  уровня  воды в  дыхательном баке промконтура TF10B01 - TF10L01, УВС.

Развитие переходного процесса.

   1) В результате образования неплотности теплообменной поверхности TK80W02  теплоноситель I контура начинает вытекать в систему промконтура.

   2) Температура  воды промконтура после TK80W02,  перед TF21(22)W01 начинает расти.

   ПРИМЕЧАНИЕ: При  возрастании  температуры  воды после TF21(22)W01 более 70оС идет отключение насосов TF31(32,33)Д01  с запретом АВР и потеря системы промконтура.

   3) Расход  воды  промконтура  после  TK80W02  увеличивается,   УВС TF00M2.

   4) Температура подпиточной  воды  после  TK80W01  увеличивается  - TK40T01, УВС.

   5) Температура  продувочной воды после TK80W02 увеличивается, при ее достижении величины 58оС производится перевод  работы фильтров СВО-2 на байпас:  открывается TE00S01,  закрываются TE10(20)S02,S14 - НУ11.

   6) Регулирующие  клапаны  TK31S02 и TK32S02 открываются последовательно воздействием на них регулятора УРС02 - НУ56.

   7) В зависимости от размера течи, возможно:

   - Увеличение расхода подпиточной воды до  65м3/час,  что  вызывает включение резервного подпиточного насоса TK21(22,23)Д01,02 - НУ10. При этом срабатывает табло сигнализации: "АВР сработал" - НУ10;

   - Сработка АЗ реакторной установки по фактору снижения давления в первом контуре ниже 148(140)кгс/см2 или по фактору снижения уровня  в КД менее 460 см.

   ВНИМАНИЕ! При сработке АЗ РУ течь первого контура в TK80W02 будет квалифицироваться, как течь до 200т/час, некомпенсируемая работой насосов подпитки I контура.  Действия персонала определяются п.29.4.6.3 по отсечению места течи или разделом 30, если течь персонал отсечь не смог.

   8) Уровень в ТК10В01 уменьшается - НУ12, TK10L01, УВС.

   9) Уровень  в TF10B01 увеличивается и когда он достигнет точки перелива (118см), вода промконтура начинает вытекать  в  гермооболочку в систему спецканализации TZ. Скорость заполнения монжюса спецканализации TZ00B03 увеличивается УВС, TF10L01, TZ00L10.

   ПРИМЕЧАНИЕ:

   а) При закрытии локализующей арматуры TK80S01,02,03  течь первого контура не прекращается;

   б) Если  закрыть только задвижку TK80S08,  будет наблюдаться течь из промконтура в систему продувки I контура с  увеличением  уровня  в TK10B01, снижением концентрации борной кислоты в I контуре, открываем задвижки TN40S01 , а при сильной течи срыв работы насосов промконтура TF31(32,33)Д01. При потере промконтура оперативный персонал действует в соответствии с разделом 36.

   10) Растет активность воды промконтура выше эксплуатационного предела (> 5710(-8) Кu/л).

   11) Оперативный  персонал определяет место течи I контура,  просмотрев форматы УВС  YР00V1,  ТQ11-31М,  ТК00М1,М2,М3,  YА00М,  YC00М, ТZ00М, ТF00М, ТF00М1,М2, ТС10М; ТС20М, ТЕ10(20)М, а также по:

   - повышению температуры промконтура после ТК80W02-ТF15Т01;

   - повышению температуры промконтура перед ТF21(22)W01-ТF20Т01;

   - повышению температуры подпиточной воды после ТК80W01-ТК40Т01;

   - повышению температуры продувочной воды после ТК80W01-ТК80Т01;

   - повышению уровня в дыхательном баке промконтура ТF10В01 до  перелива;

   - увеличенной скорости заполнения монжюса спецканализации;

   - повышению  расхода воды промконтура после ТК80W02 до 170 т/час.

Возможно повышение давления в трубопроводе ТF до срабатывания ПК.

   - увеличению  активности воды промконтура выше предела нормальной

эксплуатации (более 5…10,8 Ки/л).

   12) Персонал обязан выполнить технологические переключения по локализации поврежденного теплообменника:  закрыть ТК80S08,  затем закрыть ТF15S01,03.

   ПРИМЕЧАНИЕ: ТК81,82S01,02 закрывать нельзя,  т.к.  перед  ТК80W02 врезаны сливы гидроциклонов грубой очистки ГЦН,  а также во избежание увеличения давления на поврежденном участке.

   13) После  прекращения течи I контура свободного объёма в КД хватает для подачи в I контур 40 т раствора бора с концентрацией  40 г/л,

а это  дает  возможность начать расхолаживание РУ согласно Приложения N3.

Действия персонала.

   1) По признакам нарушение, после просмотра фрагментов УВС YР00М1, ТК00М1,М2,М3, ТQ11-31М,  УА00М, УС00М определить течь теплоносителя I контура. По балансу подпитки продувки I контура определить размер течи I контура.

   2) При увеличении подпитки I контура выше 65 т/час проконтролировать включение резервного подпиточного насоса ТК21(22,23)D01,02.

   3) Приступить к разгрузке и останову РУ. Включить на всас работающих подпиточных  насосов  ТВ10D02-04 для подачи борного раствора в I контур. Зафиксировать уровень в ТВ10В01(02) для  количества поданного в I контур раствора бора.

   4) Дать команду НС ООТиТБ проконтролировать изменение  радиационной обстановки на блоке. Дать распоряжение НРУ осмотреть трубопроводы подпитки-продувки в помещениях обстройки Р.О.

   5) По признакам нарушения  определить  повреждение  теплообменной поверхности доохладителя продувки I контура TK80W02.

   6) Произвести  отсечение  места  течи закрытием арматуры TK80S08, затем TF15S01,03 - НУ11.  Проконтролировать прекращение течи I контура.

   7) Уведомить  руководство АЭС.  Приступить к созданию условий для расхолаживания РУ в соответствии с требованиями "Инструкции  по  эксплуатации РУ" со следующими особенностями:

   а) Отсутствует расход продувки  I  контура,  температура  подпитки составляет 40 - 60оС.

   б) Оперативный персонал  при  расхолаживании  выполняет  указания раздела 37 с использованием Приложения 3.

   в) ВИУР контролирует включение насосов ТВ10Д02(03,04) на всас работающего подпиточного насоса.

   8) При течи теплообменников ГЦН оперативный персонал дополнительно отсекает место течи по I контуру и по TF и отключает (контролирует отключение) соответствующего ГЦН.  Приступить к останову и расхолаживанию РУ. Закрыть соответствующую арматуру TK51(52-54)S01,02,03,04,05 отключенного ГЦН.

   9) При  повреждении теплообменников отбора проб персонала контролирует отключение (отключает) холодильников отбора проб по I контуру, отключает  поврежденный  теплообменник по промконтуру соответствующей арматурой TV31(41,51)S02,  TV11S31,32. Убедиться, что утечка теплоносителя прекратилась.  Продолжить эксплуатацию блока на текущем уровне мощности.

2. Течи теплоносителя 1-го контура, компенсируемые системой аварийного ввода бора высокого давления

В разделе рассматриваются аварии, связанные с нарушениями плотности 1 контура и истечением теплоносителя с расходом до 200 т/час. Указанные расходы характерны для течей теплоносителя 1 контура эквивалентным диаметром менее 30 мм. При рассматриваемой величине утечки опорожнения КД и срабатывания емкостей САОЗ не происходит.

Примерами подобных аварий могут быть:

1) Течи теплоносителя I контура эквивалентным диаметром менее 30 мм при истечении в гермооболочку (Повреждение трубопроводов подпитки-продувки 1 контура в виде полного разрыва после ограничительных вставок со стороны первого контура. Полный разрыв трубопроводов СВО-1 после ограничительных вставок. Такая течь эквивалентна разрыву Ду32 с двухсторонним истечением теплоносителя 1 контура. Повреждение доохладителя продувки 1 контура ТК80W02 с возникновением течи теплоносителя 1 контура из линии продувки через ТК80W02 в промконтур с расходом до 100 т/час и т.д.).

2) Течи теплоносителя I контура при разрыве трубопроводов любого диаметра вне гермооболочки (Разрыв трубопровода продувки первого контура на участке между локализующей группой ТК80S01,02,03 и арматурами СВО-2 с одновременным открытием ТК81,82S02. Течь при разрыве трубопровода подпитки вне герметичной оболочки между ТК31,32S02 и локализующей группой ТК40S01,02,03 при отказе в закрытии обратного клапана ТК40S18). Истечение в этом случае происходит до сработки защиты "dts<10оC" с посадкой локализующей арматуры. После посадки локализующей арматуры истечение теплоносителя прекращается.

За исходное состояние принимается работа установки на любом уровне мощности.

В связи с тем, что расход от насосов TQ13,23,33Д01 может быть обеспечен при давлении 1 контура менее 110 кгс/см2 и после автоматического включения насосов защитой вручную, персонал обязан, после установления факта утечки теплоносителя 1 контура с расходом, некомпенсируемым работой подпиточных агрегатов ТК21,22,23Д01,02 (свыше 80 т/ч), проконтролировать работу АЗ реакторной установки, запуск механизмов каналов СБ защитой "dts<10оC", работу TQ13,23,33Д01 по обеспечению компенсации течи, обеспечить расхолаживание РУ.

Температура I контура зависит от соотношения величины остаточных тепловыделений и величины тепла, уходящего в течь плюс тепла для нагрева борной кислоты, подаваемой в контур с температурой 20оС. Стабильная температура будет, если эти величины равны. Поэтому критическим параметров будет являться величина течи.

Основные признаки аварии

1) Резкое снижение давления и уровня в КД.

2) Отработка на больше клапанов ТК31(32)S02 регулятором УРС02 до полного открытия клапанов.

3) Блокировкой ТКВ17(35,53) включается резервный подпиточный насос ТК21(22,23)Д01,02.

4) Сработка табло сигнализации:

"Разбаланс подпитки-продувки 1 контура"

"Снижение температуры подпиточной воды".

5) Включение всех ТЭН КД УР10W01-04.

6) Срабатывание АЗ РУ по одному из следующих сигналов:

- "Давление над активной зоной <148 кгс/см2 при температуре в горячих нитках >260оС и Nт>75%Nном".

- "Давление над активной зоной <140 кгс/см2 при температуре в горячих нитках >260оC и Nт<75%Nном".

- "Снижение уровня в КД<460см".

Падение всех ОР СУЗ на НКВ.

Дополнительные признаки

1) Запуск механизмов каналов СБ по сигналу " dts<10оC".

Сработка табло сигнализации:

"Ступенчатый пуск"

"Запуск 2,3,5,6 ступеней".

2) Отключение всех ГЦН 1-4.

3) Закрытие стопорных клапанов турбины.

4) Повышение активности в гермооболочке (при течи в Г.О.).

5) Повышение уровня в баке спецканализации TZ00B01, сработка сигнализации затопления трапов в пом.  А328, А029, А025, А027/1-3.

Развитие переходного процесса

1) В результате образовавшейся течи теплоносителя 1 контура происходит снижение давления и уровня в КД.

2) Регулятор УРС02 открывает до полного открытия клапаны ТК31,32S02, увеличивая подпитку 1 контура до максимально возможной величины.

3) Блокировкой ТКВ17(35,53) включается резервный подпиточный насос ТК21(22,23)Д01,02, гидромуфта резервного насоса поддерживает перепад между напором подпиточных насосов и первым контуром регулятором ТКС21(22,23). Гидромуфта подпиточного насоса переходит на поддержание расхода насоса регулятором ТКС24(25,26) на величине 65м3/час.

Расход подпитки 1 контура возрастает до максимальной величины - до 80м3/час. Начинается падение уровня в деаэраторе подпитки ТК10В01. Оператор должен предпринять меры по восполнению дебаланса подпитки-продувки в деаэраторе ТК10В01.

Сработка табло сигнализации:

"АВР сработал"

"Разбаланс подпитки-продувки 1 контура"

"Снижение температуры подпиточной воды".

4) Регулятором УРС01 включаются в работу все ТЭН КД.

5) Примерно через (15-40) сек после начала аварии срабатывает аварийная защита реактора вследствие снижения давления над активной зоной ниже 148 кгс/см2. Срабатывают следующие табло сигнализации:

"Срабатывание АЗ";

"Давление над активной зоной меньше 148 кгс/см2";

"Неисправность АЗ";

"АЗ шунтировано";

"Сработало ПШС";

"Неисправность СУ и ПЗ";

"Срабатывание ПЗ-2";

"Шунт 75%";

"Падение ОР".

6) Все ОР СУЗ, за исключением группы 5 с половинной длиной поглотителя, падают за (1-4) сек и уменьшают мощность реактора до уровня остаточных тепловыделений. Группа 5 с половинной длиной поглотителя падает с задержкой (3-5) сек.

7) Перепад между температурой насыщения теплоносителя первого контура и температурой в горячих нитках становится меньше 10оС, давление в гермооболочке увеличивается свыше 0,003 кгс/см2. Как результат этого срабатывают табло сигнализации:

"Давление под оболочкой больше 0,003 кгс/см2"

"Разрыв первого контура, Ts меньше 10оС"

"Ступенчатый пуск","Запуск 2,3,5,6 ступеней".

При течи теплоносителя 1 контура вне Г.О., повышения давления в Г.О. не происходит.

8) По факту давления под оболочкой более 0,003 кгс/см2 или по сигналу разрывных защит отключаются TL22D01(02,03) и закрываются локализующие гермоклапана с запретом открытия:

TL25S06, TL22S09, TL42S03, TL45S06,

TL02S05, TL02S06, TL02S11, TL02S12,

XQ99S01, XQ10S01

TL25S05, TL22S08, TL42S02, TL45S05,

TL22S07, TL42S01, TL02S03, TL02S04,

TL02S13, TL02S14, XQ99S03, XQ10S03

9) Примерно через 5 мин. после начала аварии давление в Г.О. увеличивается происходит закрытие отсечной пневмоарматуры по всем системам безопасности, закрывается пожарная арматура на входе в гермозону UJ11,12,13S12. Закрывается с запретом открытия арматура подачи сжатого воздуха к пневмоприводам в гермооболочке UT30S05,06, UT10S15,16.

10) Происходит запуск механизмов систем безопасности в соответствии с 1 программой, без обесточивания:

а) Включаются следующие механизмы:

TQ11,21,31D01

TQ12,22,32D01

TQ13,23,33D01

TX10,20,30D01

TL13D01,02,03

По факту включения TQ12,22,32D01 включаются TL10D01,02,03. На все выше перечисленные механизмы, а также QF11,21,31D01,02 накладывается запрет дистанционного отключения.

б) По факту срабатывания разрывных защит САОЗ:

- закрывается с запретом дистанционного открытия арматура TQ13,23,33S09; TQ12,22,32S02,03,05; TQ10,20,30S07,08,09; TQ13,23,33S30,31,32.

- открывается с запретом дистанционного закрытия:

TQ13,23,33S07,26; TQ12,22,32S04,06;

TQ12S07; TQ22,32S10

TX10,20,30S04,05; TX12S01; TX13S01;

TX22S03; TX31S03;

- накладывается запрет закрытия

TQ10,20,30S01.

в) По факту разрыва первого контура закрывается с запретом открытия TQ41,42,43S04, отключаются (если были в работе) TQ51,52D01 (на бл.6).

г) Контролировать работу систем безопасности по форматам:

TQ11,21,31M; TQ12,22,32M; TQ13,23,33M;

TQ14,24,34M; ТХ00М1,2; ТХ00М;

TQ00M1,2,3; TQ40M - УВС.

11) Персонал обязан принять все меры для поиска течи и отсечению места течи, в том числе:

а) Закрыть ТС10(20,30,40)S01,02,04

б) Закрыть ТК80S08

в) Проконтролировать закрытие ИПУ КД, сдувок YR, ТР20S04,05, YР24S01,02.

12) Происходит кавитационный срыв ГЦН и уменьшение расхода, это наблюдается по снижению перепадов давления на ГЦН и реакторе, а также их колебанию. Снижается до нуля перепад давления на автономном контуре ГЦН.

Вследствие посадки пневмоарматуры на маслосистемах ГЦН происходит снижение давления масла перед ГУП ниже 0,6кг/см2 изб. и через 15 секунд после этого отключение ГЦН. Срабатывает табло сигнализации "Защита ГЦН YDNOD01".

13) После включения насосов аварийного впрыска бора TQ13,23,33B01 и снижения давления в первом контуре до (110-120) кгс/см2 борный раствор начинает поступать в первый контур. Открываются обратные клапана на напорных линиях и уровень в баках TQ13,23,33B01 начинает снижаться.

14) После снижения уровня воды в TQ13,23,33B01 и при снижении давления на всасе TQ13,23,33B01 ниже давления на всасе TQ12,22,32Д01 открываются обратные клапана TQ13,23,33S20,25 и насосы TQ13,23,33Д01 начнут также качать воду из бака TQ10B01.

15) После запуска насосов аварийного впрыска бора начинается повышение давления в 1 контуре; после выполнения оператором действий по приведению в равновесие расхода подпитки 1 контура и течи происходит стабилизация давления 1 контура на уровне 80-90 кгс/см2. При течи вне Г.О. после отсечения места течи локализующей арматурой производится заполнение КД насосами TQ13,23,33Д01 и стабилизация давления на уровне 100-110 кгс/см2.

16) После срабатывания аварийной защиты реактора давление в ГПК уменьшается и при 52кгс/см2 происходит останов турбины закрытием СРК.

17) К 7-8 минуте переходного процесса развивается устойчивая естественная циркуляция теплоносителя 1 контура после окончания выбега ГЦН.

18) После стабилизации параметров устанавливаются следующие параметры теплоносителя в 1 контуре: Р1k=100-110кгс/см2, температура на выходе из а.з.=260-265оС.

19) При снижении давления в Г.О. менее 0,8 ата контролировать переход на рециркуляцию работающих на Г.О. ТQ11,21,31D01.

Действия персонала

1) По следующим признакам:

а) Сработка табло сигнализации:

"Разбаланс подпитки-продувки 1 контура"

"Снижение температуры подпиточной воды";

б) Снижение уровня и давления в КД;

в) Резкое возрастание подпитки 1 контура при неизменной продувке, включение резервного подпиточного насоса ТК21(22,23)Д01,02;

г) Отсутствие повышения уровня в баке спецканализации TZ00B01, сработки сигнализации заполнения трапов в помещениях РО негерметичной части (при течи в Г.О.) или наличие этих признаков (при течи в негерметичной части).

Персонал делает вывод о течи теплоносителя 1 контура в Г.О. или вне Г.О.

2) Проконтролировать и продублировать срабатывание АЗ, уведомить персонал БЩУ, выполнить действия после АЗ.

Включить два ТВ10Д02(03,04) на всас подпиточных насосов ТК21(22,23)Д01,02.

3) Выполнить действия по возможному отсечению места течи:

а) закрыть ТС10(20,30,40)S01,02,04 (при течи трубопроводов СВО-1 возможно появление дополнительных признаков: изменение стабильных параметров: повышение или снижение перепада давления на фильтрах ТС10(20-40)N01,В01; снижение давления перед фильтрами ТС10(20-40)N01, В01);

б) закрыть ТК80S08, ТК81,82S01,02 - при разрыве трубопровода продувки;

в) проконтролировать закрытое состояние арматуры на линиях аварийных газовых сдувок YR, ТР20S04,05, YР24S01,02.

4) Проконтролировать запуск всех каналов СБ защитой ( dts<10оC), отключение всех ГЦН1-4. Проконтролировать отключение ТЭН КД УР10W01-04 по низкому уровню в КД (420см). Проконтролировать закрытие локализующей арматуры по всем каналам СБ.

Проконтролировать эффективную работу ТQ11,21,31D01: снижение давления и температуры в гермооболочке происходит со скоростью: dР/dr=0,05 кгс/см2 . мин; dТ/dr=0,4оС/мин.

5) Проконтролировать закрытие СРК ТГ SE11-14S01 выполнение автоматических действий при посадке СРК.

6) Включить в работу на 1 контур насосы TQ14,24,34Д01, закрыть TQ14,24,34S03,04.

7) Вызвать на СВРК формат "Температуры на выходе из кассет", непрерывно контролировать температуру воды на выходе из ТВС.

8) По темпу роста уровня в КД сделать вывод о прекращении течи первого контура или ее сохранении после посадки локализующей пневмоарматуры. (При течи теплоносителя в Г.О. присутствует признак: повышение температуры и давления под оболочкой).

9) Сразу же после срабатывания защиты на запуск механизмов каналов СБ по сигналу "dts<10оC" открыть арматуру системы аварийного газоудаления, объединяющую воздушник реактора и ПГ с паровым объемом КД, т.е. открыть

УR01,02,03S01

УR11-41S01   УR12-42S01

УR51,52,53S01.

Открыть арматуру, объединяющую паровой объем КД с линией сдувок в теплообменник организованных протечек (ТОП) - УR60S01,02. Давление в I контуре поддерживать в пределах 85-95 кгс/см2.

10) Проконтролировать переход работы насосов TQ13,23,33Д01 на всас из бака ГА-201 после откачки баков TQ13,23,33В01.

11) Выполнить заполнение парогенераторов (ПГ1-4) до уровня 3700мм подачей воды от ВПЭН (RL51,52Д01) из Д-7 RL21,22B01.

ПРИМЕЧАНИЕ: Если подача воды от ВПЭН невозможна, заполнение ПГ1-4 вести насосами аварийной подачи питательной воды TX10,20,30Д01, при этом управление клапанами TX11-14S05, TX21,22,31,32S02 оператор осуществляет дистанционно.

12) После включения насосов аварийной подачи бора TQ13,23,33Д01 подпитка 1 контура превысит расход течи (если течь образовалась вне Г.О., течь прекратится сразу же после посадки пневмоарматуры), поэтому уровень в КД начнет расти и возможно переполнение КД и увеличение Р1к до выравнивания расхода, подаваемого от TQ13,23,33D01 и TQ14,24,34D01, расходу течи (или вообще прекращения подачи от насосов TQ13,23,33D01).

При уровне в КД более 8000мм перевести один (два) из работающих TQ13(23,33)Д01 на рециркуляцию закрытием напорной арматуры TQ13(23,33)S07. В дальнейшем поддерживать равенство расходов подпитки и течи количеством работающих на 1 контур насосов или прикрытием напорной арматуры TQ13(23,33)S07. Поддерживать уровень в КД около 8000мм. Перевести на рециркуляцию два насоса ТQ11,21(31)D01. Контролировать нормальную работу оставшегося в работе ГО насоса ТQ11,21,31D01.

13) Если течь теплоносителя произошла вне Г.О., отключить два (три) TQ13,23,33D01 при уровне в КД 8000мм. В этом случае уровень в КД при расхолаживании поддерживать работой TQ14,24,34D01, подпиточного насоса TK21(22,23)D01,02 (включить согласно п.14) или работой TQ14,24,34D01 и одного TQ13(23,33)D01 (в этом случае открывается линия продувки I контура и открывается УР24S01,02 или одна из YR61(62,63)S01).

14) После начала подъема уровня в КД и давления в 1 контуре снимается запрет на открытие пневмоарматуры по сигналу "dts<10оC", защитой TQS01. При этом выполнить:

а) Взвести локализующую арматуру TG11(12,13)S01,03,04,06, включить в работу на расхолаживание БВ насос TG11(12,13)Д01;

б) Взвести арматуру по системе TF и ввести в работу систему промконтура, взвести арматуру организованных протечек TY10S01,02,03, TР15S01,02,03;

в) Взвести арматуру по системе TV (отбор проб);

г) Если течь была не на линии подпитки 1 контура (при течи тепло носителя по линии подпитки возникает дополнительный признак - отключение основного и резервного насосов ТК21(22,23)Д01,02 по превышению расхода более 70м3/час.), то взвести ТК40,50,60S01,02,03, ввести в работу систему подпитки 1 контура, подать запирающую воду на ГЦН1-4;

д) Если течь была не на линии продувки 1 контура, взвести ТК80S01,02,03, ввести в работу продувку первого контура.

ПРИМЕЧАНИЕ:

1) Если в результате выполнения п.г)д). введена в работу только система подпитки 1 контура, то поддержание уровня в КД выполнять насосами TQ13,23,33D01, TQ14,24,34D01, а работающий подпиточный насос перевести на работу только по линии подачи запирающей воды на ГЦН1-4, закрыв ТК31,32S01.

2) Если подпитку 1 контура невозможно ввести в работу, арматура ТК80S01,02,03 взводится после блокирования блокировки TKS05 при закрытых TK81,82S01. Расход продувки не должен превышать величины, при которой температура продувочной воды более 100оС. В этом случае уровень в КД поддерживается работой насосов TQ13(23,33)D01 и TQ14,24, 34D01.

15) Отобрать пробы 1 контура на концентрацию борной кислоты. При концентрации НзВОз выше стояночной согласно АНФХ приступить к расхолаживанию 1 контура дистанционным открытием БРУ-А (предварительно вывести запрет на открытие БРУ-А по Р2к<73кгс/см2) и их закрытие при Ргк<68 кгс/см2 или переводом БРУ-К на расхолаживание. Расхолаживание вести со скоростью 15оС/час. Расхолаживание КД вести открытием YР24S01,02.

16) При расхолаживании через БРУ-А оператор организует естественную циркуляцию по тем петлям, куда подается вода от насосов TQ13,23,33D01.

17) Контролировать наличие ЕЦ.

Если в любой момент обнаружен рост температуры среды в реакторе выше температуры насыщения для данного давления, либо после стадии спада давления начался рост давления с ростом температуры в активной зоне, то необходимо открыть арматуру на линии аварийных сдувок из КД на барботер – YR61(62,63)S01.

18) Отключить TQ14,24,34D01 после снижения уровня в TQ14,24,34B01 менее 250мм.

19) После снижения давления в 1 контуре до 22-24кгс/см2 проконтролировать переход насосов аварийного расхолаживания на первый контур. Снять запрет на управление TQ12,22,32S04.

20) Отключить насосы TQ13,23,33D01.

21) Перевести два TQ12(22,32)D01 на рециркуляцию закрытием TQ12(22,32)S04, давление 1 контура поддерживать работающим на 1 контур TQ32(22,12)Д01.

22) После расхолаживания 1 контура до t1к=100-110оС снизить давление в 1 контуре ниже 18кгс/см2 прикрытием TQ12(22,32)S04, расхолаживание 1 контура перевести на линии планового расхолаживания.

23) После снижения t1к<70оС сдренировать 1 контур до оси холодных патрубков для устранения места течи, расхолаживание вести по линии ремонтного расхолаживания.

24) Уведомить руководство АЭС о происшедшем.

25) Запросить у НС ООТ и ТБ данные по уровням радиоактивности в помещениях блока и после получения данных принять меры к локализации вышедшей активности внутри помещений, отключить приточно-вытяжную вентиляцию в эти помещения. Эвакуировать персонал из помещений РО.

Расхолаживание реакторной установки с течью, компенсируемой системами TQ13,14

В разделе рассматривается порядок действий персонала при расхолаживании реакторной установки с течью до 200т/час, которая компенсируется работой насосов аварийного ввода бора TQ13,23,33D01 и TQ14,24,34 D01. Данный раздел является продолжением и неотьемлемой частью предыдущего раздела. При наличии течи теплоносителя за счет работы насосов TQ14, 24,34D01 и TQ13(23,33)D01 давление в 1 контуре стабилизируется на значении, определяемом совместной характеристикой насоса TQ13(23,33)D01 и линией аварийного ввода бора, то есть в условиях течи каждому значению расхода от насоса TQ13(23,33)D01 соответствует определенное значение давления в 1 контуре.

Указанная ситуация создает трудности при расхолаживании КД, т.к. любое снижение давления в 1 контуре приведет к увеличению расхода от насоса TQ13(23,33)D01, что вызывает рост уровня в КД и,как следствие, давление в 1 контуре повышается до исходного значения. Поэтому расхолаживание КД без вмешательства оператора возможно только после его заполнения.

За исходное принимается состояние установки в момент стабилизации параметров, уровень в КД постоянный, прекратилось снижение давления в 1 контуре, средняя температура 1 контура постоянна, продолжается ввод борной кислоты в 1 контур насосами TQ13,23,33D01, TQ14,24,34D01.

Действия персонала

Приступить к расхолаживанию КД(YP10B01):

1) Сразу же после срабатывания защиты на запуск механизмов каналов СБ по сигналу "dts<10оС" открыть арматуру аварийного газоудаления:

YR01,02,03S01

YR11-41S01, YR12-42S01

YR51,52,53S01

YR60S01,02

2) При уровне в КД более 8000мм снимаются запреты на управление арматурой TQ13,23,33S07. Поддержание равенства расходов подпитки и в течь обеспечивается количеством работающих на 1 контур насосов TQ13(23,33)D01. Если работает один TQ13(23,33)D01 и величина подпитки выше, чем расход в течь, то равенство обеспечивается прикрытием арматуры TQ13(23,33)S07. Поддерживать уровень в КД около 8000мм.

3) Включить в работу все ТЭН КД YР10W01-04.

4) После снятия запрета на открытие пневмоарматуры (TQS01, dts<10°C) открыть пневмоарматуру:

-по системе TG,TF,TK,TV,TP,TY,UT;

-ввести в работу систему подпитки-продувки 1 контура с подачей воды на уплотнения ГЦН1-4. Подпитка 1 к. ведется через КД, т.е. открыты TK40S09, YP13S02,S03, закрыты TK40S06,07;

-ввести в работу системы промконтура TF, пробоотбора TV, охлаждения БВ TG, организованных протечек и газовых сдувок ТР,ТУ.

ПРИМЕЧАНИЕ: Если систему подпитки-продувки 1 контура не удается ввести в работу, то расхолаживание КД вести посредством открытия YP24S01,02 или YR61(62,63)S01. Скорость расхолаживания - 15оС/час.

При расхолаживании КД посредством открытия YR61,62,63S01 не допускать снижения запаса давления до вскипания теплоносителя 1 контура менее 15 кгс/см2, а также повышения давления в 1 контуре более 100 кгс/см2 при течи 1 контура в помещениях РО и 70кгс/см2 при течи 1 контура во 2 контур.

5) При снижении уровня в баке TQ13(23,33)B01 до 25cм проконтролировать переход работы насосов TQ13(23,33)В01 на всас из ГА-201 (должна быть открыта TQ13(23,33)S26).

ПРИМЕЧАНИЕ: При работе из ГА-201 насосами TQ13(23,33)D01 или TQ12 (22,32)D01 контролировать плотность теплообменной поверхности TQ10(20,30)W01 посредством:

а) постоянного контроля за показаниями боромеров на напоре насосов TQ12,22,32D01, которые включаются по СП сигналом dts<10оС.

б) отбором проб каждые 30 мин. из напора TQ12,22,32D01 или из всаса работающих на 1 контур TQ13,23,33D01 на содержание Н3В03 и ионов Cl-. При снижении концентрации борной кислоты по ручным анализам менее 15г/кг и превышению норм по ионам CL- (более 0,1мг/кг) перейти на резервный насос TQ13,23,33D01, снять запрет на отключение механизмов канала, соответствующего поврежденному теплообменнику САОЗ TQ10 (20,30)W01, иммитацией сигнала t1к<70оC (шкаф УКТС HV(HW,HX)21 АДП место 20;19,22,21), отключить насосы TQ13(23,33)D01, TQ12(22,32)D01, TQ11(21,31)D01 поврежденного канала. Отсечь теплообменник САОЗ от 1к и бака ГА-201 (закрыть TQ10(20,30)S01,TQ13(23,33)S26, проверить закрытие TQ41(42,43)S01,02). Вывести из дежурства ДГ GV01 (GW01,GХ01) поврежденного канала, отключить QF11(21,31)D01,02 поврежденного канала, закрыть VF40(50,60)S06. Вывести в ремонт поврежденный т/о САОЗ TQ10(20,30)W01.

6) Отобрать пробы 1 контура на концентрацию борной кислоты. При концентрации Н3ВО3 выше стояночной согласно АНФХ приступить к расхолаживанию 1 контура дистанционным открытием БРУ-А (предварительно вывести запрет на открытие БРУ-А по Р2к<73кгс/см2 и их закрытие при Ргк <68кгс/см2) или переводом БРУ-К на расхолаживание. Расхолаживание вести со скоростью 15оС/час (дистанционный режим для БРУ-К).

При расхолаживании через БРУ-А для смягчения протекания аварийной ситуации, как с точки зрения хрупкой прочности корпуса реактора, так и с точки зрения обеспечения циклической прочности реактора оператор должен организовать естественную циркуляцию по тем петлям, куда подается вода от насосов TQ13,23,33D01, т.е. дистанционно поддерживая скорость расхолаживания 15оС/час., открывает БРУ-А TX50(60,70,80) S05 тех петель, куда осуществляется подача от насосов впрыска бора (1,3,4 петля).

7) Выполнить заполнение парогенераторов ПГ1-4 до уровня 3700мм подачей воды от ВПЭН (RL51,52D01) из Д-7 RL21,22В01.

ПРИМЕЧАНИЕ: Если подача питательной воды от ВПЭН невозможна, заполнение ПГ1-4 вести насосами аварийной подачи питательной воды TX10, 20,30Д01, при этом управление клапанами TX11-14S05, TX21,22,31,32S02 оператор осуществляет дистанционно.

8) Контролировать наличие ЕЦ по следующим признакам:

-наличие положительной разницы температур теплоносителя в горячей и холодной нитках ГЦТ;

-сигнализация положения "открыто" паросбросного устройства, через которое ведется расхолаживание;

-наличие расхода питательной воды в ПГ при постоянном уровне в них.

9) Разобрать электросхемы всех ГЦН 1-4 (отключились по снижению давления масла, подаваемого в ГЦН, менее 0,6кгс/см2 из-за закрытия пневмоарматуры по сигналу "dts<10оC"). Закрыть арматуру на сливе и подаче уплотняющей воды ГЦН, TK51-54S01,03,04,05.

10) Снять напряжение с приводов ОР СУЗ.

ВНИМАНИЕ! Если в процессе расхолаживания теплоносителя 1контура давление в 1 контуре выросло до 100кгс/см2, то необходимо открыть арматуру на линии аварийных сдувок из КД на барботер-YR61,62,63S01 (при открытых YR01,02,03S01, YR11-41S01, YR12-42S01, YR51-53S01),до снижения давления в 1 контуре менее 70кгс/см2.

11) После снижения давления в 1 контуре до 22-24кгс/см2 проконтролировать переход насосов аварийного расхолаживания на 1 контур. Не допуская полного заполнения КД, отключить TQ13,23,33Д01, TQ14,24,34Д01.

Снять запрет на управление напорной арматурой TQ12,22,32S04 извлечением блока БЛП1 из места N13 соответствующего шкафа HV,HW,HX42 в помещении УКТС1,2,3 канала СБ.

12) Перевести два TQ12,22(32)Д01 на рециркуляцию закрытием TQ12,22,(32)S04, давление в 1 контуре поддерживать работающим на 1 контур TQ32(22,12)Д01.

13) После расхолаживания 1 контура до t1к=100-110оС снизить давление в 1 контуре ниже 18кгс/см2 прикрытием TQ12(22,32)S04.

ВНИМАНИЕ! При работе насосами TQ12(22,32)Д01 выполнять контроль по п.5 настоящего раздела по концентрации борной кислоты после теплообменника САОЗ канала, работающего на 1 контур.

14) Расхолаживание 1 контура перевести на линию планового расхолаживания.

15).Запросить у НС ООТ и ТБ данные по уровням радиоактивности в помещениях блока и после получения данных принять меры к локализации вышедшей активности внутри помещений.

16) После снижения t1k<70оC сдренировать 1 контур до оси холодных патрубков для устранения места течи, отвод остаточных тепловыделений вести по линии ремонтного расхолаживания.

17) Устранение течи 1 контура осуществляется по специально разработанной программе.

3. Некомпенсируемые течи теплоносителя 1-го контура

Рассматривается авария, связанная с нарушением плотности 1 контура и истечением теплоносителя под оболочку с расходами, некомпенсируемыми системами ТК и ТQ (>200 т/час).

Указанные расходы характерны для неплотностей с эквивалентным диаметром более 30 мм.

За исходное состояние принимается работа установки на любом уровне мощности.

Некомпенсируемая утечка теплоносителя приводит к опорожнению КД(YP10B01) и снижению давления в 1 контуре до давления насыщения.

После опорожнению КД и оголения "горячих" патрубков реактора возможен срыв циркуляции теплоносителя 1 контура, прекращение теплоотвода от активной зоны через ПГ и, как следствие этого, при снижении давления в 1 контуре, вскипание теплоносителя 1 контура и необходимость отключения ГЦН (если не отключились ранее при закрытии локализующей арматуры, которая закрывается по сигналу повышения давления под оболочкой, либо сигналу снижения разности температур насыщения и температуры "горячих" ниток циркуляционных петель).

В зависимости от места и размера течи, вскипание теплоносителя приводит к снижению скорости спада давления в 1 контуре и его возможной стабилизации. При приближении давления в 1 контуре к давлению насыщения теплоносителя необходимо отключить ГЦН во избежание их запаривания, а при вскипании теплоносителя воспользоваться системой аварийных сдувок и произвести сдувку газов через воздушники ПГ и реактора на КД во избежание нарушения сплошности теплоносителя в тракте циркуляции. В том случае, если наблюдается повторный рост давления в 1 контуре и мероприятия по расхолаживанию 1 контура через БРУ-К (БРУ-А) не приносят результата, и при этом давление в 1 контуре превышает значение, при котором наблюдается расход от насосов ТQ13(23,33)Д01 на 1 контур, персонал должен воспользоваться системой аварийных сдувок и произвести сдувку из КД, реактора в ББ, снизив давление в 1 контуре до величины, обеспечивающей работу этих насосов на 1 контур с расходом 200 т/час из баков ТQ13,23,33 В01, а затем из ТQ10В01.

После снижения давления в 1 контуре менее 60кгс/см2 происходит слив гидроемкостей СА03 на реактор. При снижении давления в I контуре менее 22 кгс/см2 начинают работать на 1 контур из бака-приямка гермооболочки насосы ТQ12(22,32)Д01. В процессе развития аварии возможна ситуация, когда наличие заполненного теплоносителем U-образного участка трубопровода всаса ГЦН создает дополнительное сопротивление проходу пара, генерируемого в активной зоне, в течь. В результате возможно "отжимание" уровня теплоносителя в активной зоне, перегрев верхних участков ТВЭЛ с разуплотнением их оболочек и массовым выходом радиоактивных продуктов деления топлива в 1 контур.

Если в процессе развития аварии меры по расхолаживанию 1 контура со сбросом давления через линии аварийных сдувок не дают результатов и наблюдается повторный рост температуры на выходе из активной зоны, персонал должен:

1) Открыть арматуру на линии дренажа ТУ11,12,14S02 для слива теплоносителя из U-образных участков (сняв запрет на их открытие)

2) Для конденсации пара, вырабатываемого активной зоной в ПГ, необходимо заполнение всех ПГ со стороны 2 контура до максимально-возможного уровня (3700мм).

3) Открыть арматуру на линии впрыска в КД YР11S01,S02; YP12S01,S02 (сняв запрет на открытие YP11,12S02 при снижении РIк<160кгс/см2).

Основные признаки аварии.

1) Срабатывание АЗ РУ по одному из следующих сигналов:

- "Давление над активной зоной < 148кгс/см2 при температуре в горячих нитках > 260оC и N>75%Nном".

-" Давление над активной зоной < 140кгс/см2 при температуре в горячих нитках >260оC и N <75%Nном".

- "Тs-Tгн<10оC".

- Падение всех ОР СУЗ на КВН.

2) Резкое снижение давления и уровня в КД.

3) Повышение давления и температуры под оболочкой. Сработка табло сигнализации:

"Давление под оболочкой больше 0,003кгс/см2.

"Давление под оболочкой больше 0,2кгс/см2.

"Давление под оболочкой больше 0,3кгс/см2.

Дополнительные признаки.

1) Запуск механизмов каналов СБ сначала по сигналу "ts-tгн < 10оС", затем по сигналу Рпод оболочкой > 0,3кгс/см2. Сработка табло сигнализации: " Ступенчатый пуск" " Запуск II,III,V,VI ступеней".

2) Отключение всех ГЦН1-4, УД10,20,30,40Д01.

3) Закрытие стопорных клапанов турбогенератора.

4) Сработка всех четырех ГЕ СА03 УТ11-14В01.

5) Повышение активности в гермооболочке.

Процессы, происходящие в установке.

1) Снижение уровня и давления в КД. Увеличение подпитки первого контура клапанами ТК31,32S02 с включением резервного подпиточного насоса ТК21(22,23)Д01,02.

2) Включение всех ТЭН КД УР10W01-04.

3) Примерно через (15,0-30,0)сек после начала отказа срабатывает аварийная защита реактора вследствие снижения давления над активной зоной ниже 148кгс/см2. Срабатывают следующие табло сигнализации:

"Срабатывание АЗ" "Давление над активной зоной меньше 148кгс/см2", " Неисправность АЗ", "АЗ шунтировано", "Сработало ПШС", "Неисправность СУ и ПЗ", "Срабатывание ПЗ-2", " Шунт 75%", " Падение ОР".

4) Все ОР СУЗ, за исключением группы 5 с половинной длиной поглотителя, падают за (1-4)сек и уменьшают мощность реактора до уровня остаточных тепловыделений. Группа 5 с половинной длиной поглотителя падает с задержкой (3-5)сек.

5) Разница между температурой насыщения теплоносителя первого контура и температурой в горячих нитках становится меньше 10оС, давление в гермооболочке увеличивается свыше 0,3кгс/см2. Как результат этих факторов, происходит следующее:

Срабатывают табло сигнализации:

"Давление под оболочкой больше 0,003кгс/см2"

"Давление под оболочкой больше 0,3кгс/см2"

"Разрыв первого контура dТs меньше 10оС"

"Давление под оболочкой больше 0,2кгс/см2"

"Ступенчатый пуск","Запуск I, II, Y, YI ступеней".

6) Посадка СРК по снижению давления в ГПК менее 52кгс/см2.

7) По факту давления под оболочкой более 0,003кг/см2 или по сигналу разрывных защит отключаются TL22D01(02,03) и закрываются локализующие гермоклапана с запретом открытия:

TL25S06, TL22S09,  TL42S03,  TL45S06,  TL02S05,  TL02S06, TL02S11,

TL02S12, XQ99S01, XQ10S01

TL25S05, TL22S08, TL42S02, TL45S05

TL22S07, TL42S01,  TL02S03,  TL02S04,  TL02S13,  TL02S14, XQ99S03,

XQ10S03.

8) Происходит закрытие отсечной пневмоарматуры по всем трем каналам систем безопасности, закрывается пожарная арматура на входе в гермозону UJ11,12,13S12. Закрывается с запретом открытия арматура подачи сжатого воздуха к пневмоприводам в гермоболочке UT30S05,06, UT10S15,16.

9) По факту срабатывания разрывных защит отключаются TL01D01-06, TL04D01,02, TL05D01,02,03. По факту повышения давления в ГО более 0,3кг/см2 отключаются TL02.

10) Происходит запуск механизмов систем безопасности в соответствии с I программой, без обесточивания:

а) Включаются следующие механизмы:

TQ11,21,31D01, TQ12,22,32D01, TQ13,23,33D01, TX10,20,30D01,

TL13D01,02,03

По факту включения TQ12,22,32D01 включаются TL10D01,02,03. На все выше перечисленные механизмы, а также QF11,21,31D01,02 накладывается запрет дистанционного отключения.

б) По факту срабатывания разрывных защит САОЗ:

- Закрывается с запретом дистанционного открытия арматура TQ13,23,33S09; TQ12,22,32S02,03,05; TQ10,20,30S07,08,09; TQ13,23,33S30,31,32;

- Открывается а запретом дистанционного закрытия:

TQ13,23,33S07,26; TQ12,2232S04,06; TQ12S07; TQ22,32S10

TX10,20,30S04,05; TX12S01; TX13S01; TX22S03; TX31S03;

- Накладывается запрет закрытия ТQ10,20,30S01.

в) По факту разрыва первого контура закрывается с запретом открытия TQ41,42,43S04, отключаются, если были в работе, TQ51,52D01 (блок 6);

г) По факту повышения давления под оболочкой более 0,2кг/см2 изб. открываются с запретом дистанционного закрытия (после включения спринклерных насосов):

TQ11,21,31S03,10; TQ11,21,31S11,12, открываются (если были закрыты) TQ11,21,31S06.

д) Контролировать работу систем безопасности.

11) Давление в первом контуре снижается ниже 60кг/см2 за 50-100 сек и происходит открытие обратных клапанов гидроемкостей. Борный раствор из ГЕ начинает поступать в реактор. Когда уровень воды в ГЕ САОЗ понизится до 120 (135)см, закрываются изолирующие задвижки. После их полного закрытия  открываются дренажные задвижки TY16-19S03,04.

12) Температура паро-газовой смеси в гермообьеме увеличивается, примерно, до 150оС за (50-100)сек после начала отказа.

13) Происходит кавитационный срыв ГЦН и уменьшение расхода, это наблюдается по снижению перепада давления на ГЦН и реакторе, а также их колебанию. Снижается до нуля перепад давления на автономном контуре ГЦН.

Вследствие посадки пневмоарматуры на маслосистемах ГЦН происходит снижение давления масла перед ГУП ниже 0,6кг/см2 изб. и через 15 секунд после этого отключение ГЦН. Срабатывают табло сигнализации "Защита ГЦН YDNODO1".

14) Вначале процесса из-за снижения давления в первом контуре включаются все нагреватели КД, но затем они все отключаются при уровне в КД менее 420 см. Срабатывает табло сигнализации по низкому уровню воды в КД.

ПРИМЕЧАНИЕ: Показания приборов уровня воды в КД будут колебаться из-за резкого изменения давления.

15) После включения насосов аварийного впрыска бора TQ13,23,33Д01 и снижения давления а первом контуре до 110 кг/см2 борный раствор начинает поступать в первый контур. Открываются обратные клапана на напорных линиях и уровень в баках TQ13,23,33B01 начинает снижаться.

16) После включения насосов TQ12,22,32D01 и снижения давления в первом контуре откроются все обратные клапана на напорных линиях и борный раствор начинает поступать в первый контур.

17) После включения спринклерных насосов и подачи борного раствора в гермообъем давление и температура в гермообъеме начинают медленно снижаться со скоростью:

- температура паровой смеси - (0,1-0,4)оС/мин; давление в гермообъеме - (0,01-0,05) кг/см2 мин.

18) После вскипания теплоносителя I контура появляются показания уровня воды в реакторе (до этого он был выше верхнего предела измерения). Показания уровнемеров УС00L01,L02  могут  быть  недостоверны  и осциллировать с большой амплитудой.

19) Когда уровень раствора в TQ11,21,31B01 понизится до 15 см, закрываются TQ11,21,31S06, TQ11,21,31S11,12.

20) После снижения уровня воды в TQ13,23,33B01 и при снижении давления на  всасе TQ13,23,33Д01 ниже давления на всасе TQ12,22,32D01 открываются обратные клапана TQ13,23,33,S20,25 и насосы TQ13,23,33Д01 начнут также качать воду из бака TQ10B01.

21) Уровень в баке TQ10B01(ГА-201) стабилизируются на величине 150-170 см через 8-12 часов после начала переходного процесса.

22) Наблюдается повышение активности в гермообъеме.

Действия персонала.

1) Проконтролировать и продублировать срабатывание АЗ, уведомить персонал БЩУ, выполнить действия после АЗ.

Включить два ТВ10Д02(03,04) на всас подпиточных насосов TK21(22,23)Д01,02.

2) Проконтролировать запуск всех каналов СБ защитой (dTs<10оC) и Рпод обол. > 0,3кгс/см2) отключение ГЦН 1-4. Проконтролировать отключение ТЭН КД УР10W01-04 по низкому уровню в КД (420 см). Проконтролировать закрытие локализующей арматуры. Закрыть ТК51-54S03,04,05.

3) Включить в работу на I контур насосы TQ14,24,34Д01, закрыть TQ14,24,34S03,04.

4) Вызвать на СВРК "Гиндукуш" формат "Температура на выходе из кассет", непрерывно контролировать Ттвс на выходе.

5) Сразу же после срабатывания защиты на запуск каналов СБ по сигналу "dTs < 10оС" открыть арматуру системы газоудаления, объединяющую воздушник реактора и ПГ с паровым объемом КД, т.е. открыть

УR01,02,03S01

УR11,12,S01, УR21,22S01,  УR31,32S01,  УR41,42S01

УR51,52,53S01.

После снижения давления в I контуре до 60 кгс/см2 вызвать на ЭЛИ формат "Гидроемкости САОЗ УТ11-14В01" (УТ11М-УТ14М) и проконтролировать работу гидроемкостей УТ11,12,13,14В01 по:

- снижению уровней в УТ11-14В01;

- снижению давления в УТ 11-14В01.

Срабатывание ГЕ СА03 будет происходить несколько раз, пока по снижению уровней в них до 1200 мм (1350 мм - блок 5,6) не закрываются задвижки на линии подключения соответствующих гидроемкостей к I контуру. Проконтролировать закрытие: УТ11S01,02, УТ12S01,02, УТ13S01,02, УT14S01,02.

7) Выполнить заполнение парогенераторов (ПГ1-4) до уровня 3700 мм подачей питательной воды от ВПЭН (RL51,52Д01) из Д-7 RL21,22B01.

ПРИМЕЧАНИЕ: Если подача питательной воды от ВПЭН невозможна, заполнение ПГ1-4 вести насосами аварийной подачи питательной воды ТХ10,20,30Д01, при этом управление клапанами ТХ11-14S05, ТХ21,22S02, ТХ31,32S02 оператор осуществляет дистанционно.

8) Приступить к расхолаживанию I контура дистанционным открытием БРУ-А (предварительно вывести запрет на открытие БРУ-А по давлению IIконтура менее 73кгс/см2 и их закрытие по снижению Р IIк.<68кгс/см2) или переводом БРУ-К на работу в режим "Работа 1". Расхолаживание вести со скоростью 60оС/час.

9) Контролировать поведение параметров I контура. Расхолаживание КД вести открытием арматуры УР24S01,02.

10) Проконтролировать переход работы насосов ТQ13,23,33Д01 на всас из бака ГА-201 после откачки баков TQ13,23,33В01.

11) ВНИМАНИЕ! Если в любой момент обнаружен рост температуры среды в реакторе выше температуры насыщения для данного давления, либо после стадии спада давления при опорожнении КД начался рост давления вместе с ростом температуры в активной зоне (т.е. после вскипания теплоносителя началось повышение давления в I контуре), то оператор должен открыть арматуру, объединяющую паровой объем КД с линией сдувок в теплообменник организованных  протечек  (ТОП)  -  УR60S01,02 или арматуру УP24S01,02.

Если после вскипания теплоносителя давление I контура выросло до 90кгс/см2, то необходимо открыть арматуру на линии аварийных сдувок из КД на барботер - УR61,62,63S01 (это выполнить при открытых УR01,02,03S01, УR11-41S01, УR12-42S01, УR51-53S01).

Признак вскипания теплоносителя I контура - соответствие давление I контура давлению насыщения для данной температуры теплоносителя в горячих нитках петель.

12) Снять запрет на дистанционное управление и открыть ТУ11,12,14S02.

13) После снижения давления в I контуре до 22-24 кгс/см2 проконтролировать переход насосов аварийного расхолаживания на первый контур. Расхолаживание реакторной установки ведется по схеме: TQ10B01 - TQ10(20,30)S01 - TQ10(20,30)W01 - TQ12(22,32) Д01 - I контур - течь - TQ10B01, а также через паросбросные устройства II контура (БРУ-К или БРУ-А).

14) Выполнить алгоритм контроля и переключений по каналам СБ, описанный ранее.

15) После снижения давления в Г.О. менее 0,2кгс/см2 и снятия запрета (Ts-Tгн<10оС) на открытие локализующей арматуры по защите TQS01:

а) Взвести локализующую арматуру TG11(12,13)S01,03,04,06 и включить в работу на расхолаживание БВ насос TG11(12,13)Д01;

б) Открыть TQ10(20,30)S07,08,09, подать борный раствор с концентрацией НвВО3 не менее 16г/кг насосом ТВ30Д03 из ТВ30В01(02) или со спецкорпуса.

16) Уведомить руководство АЭС о происшедшем.

17) Запросить у НС ОРБ и ООС данные по уровням радиоактивности в помещениях блока и после получения данных принять меры к локализации вышедшей активности внутри помещений, отключить приточно-вытяжную вентиляцию в этих помещениях. Эвакуировать персонал из помещений реакторного отделения.

18) Разобрать электросхемы механизмов Г.О.: ГЦН1-4, вентиляторов TL01Д01-06, TL03,04,05,Д01,02,03, TL02Д01,02, снять напряжение с приводов ОР СУЗ. После закрытия арматуры УТ11-14S01,02 по низкому уровню в УТ11-14В01 разобрать электросхемы указанной арматуры. Закрыть слив запирающей воды на ГЦН1-4: ТК51-54S03,04,05.

19) Продолжать расхолаживание реакторной установки по схеме TQ10В01 - TQ10(20,30)S01 - TQ10(20,30)W01 - TQ12(22,32)Д01 - I контур - течь - TQ10В01 до снятия запретов (tIк < 70оC).

Контролировать снижение параметров под оболочкой и при давлении менее 0,8 ата проконтролировать перевод насосов TQ11,21,31Д01 на рециркуляцию.

20) Ликвидация последствий аварии производится по специально разработанной программе.

4. Течи теплоносителя 1-го контура во второй контур

Могут быть  рассмотрены два варианта таких нарушений.

Вариант 1. Мгновенный поперечный разрыв трубки одного парогенератора с истечением теплоносителя 1 контура во второй контур.

Вариант 2. Течь теплоносителя из 1 контура во второй эквивалентным диаметром Ду100 при разуплотнении коллектора одного парогенератора.

Вариант 1. Мгновенный поперечный разрыв трубки одного ПГ с истечением теплоносителя 1 контура во 2 контур.

В начале процесса течь является некомпенсируемой штатными системами подпитки (более 80т /ч), начальная (максимальная) скорость снижения давления в 1 контуре составляет 1.2х10-3кгс/см2.сек

При давлении 1 контура 152кгс/см2 течь из 1 контура становится компенсируемой, в случае включения резерного подпиточного насоса. При этом параметры 1 контура стабилизируются. Обнаружение течи производится по активности продувочной воды парогенераторов, активности пара в паропроводах, активности паровоздушной смеси на основных эжекторах турбины, по дебалансу подпитки-продувки 1 контура, по повышению уровня и давления в поврежденном ПГ при прекращении подачи питательной воды на него.

Стратегия управления аварией заключается в том, чтобы путем расхолаживания 1 контура снизить давление в 1 контуре и соответственно в поврежденном ПГ до 70-73кгс/см2 для предотвращения выброса теплоносителя в окружающую среду через БРУ-А ТХ50(60-80)S05, минимального загрязнения окружающих зданий и сооружений.

Основные признаки переходного процесса.

За исходное состояние принята работа блока на номинальной мощности.

1) Снижение уровня и давления в КД.

2) Обработка на больше клапанов ТК31(32)S02 регулятором УРС02 до полного открытия клапанов.

3) Блокировкой ТКВ17(35,53) включается резервный подпиточный насос ТК21(22,23)Д01,02.

4) Сработка табло сигнализации:

"Разбаланс подпитки-продувки 1 контура";

"Снижение температуры подпиточной воды";

"Повышение А пара 2 контура".

Дополнительные признаки.

1) Регулятором УРС01 включаются в работу все ТЭН КД УР10W01-04.

2) Сработка АЗ по фактору снижения давления в 1 контуре.

Сработка табло:

"Снижение давления в 1 контуре менее 148кгс/см2 при температуре 1 контура более 260°С и мощности более 75%Nн".

Падение всех ОР СУЗ на КВН.

3) Снижение расхода питательной воды на один из ПГ1-4 по сравнению с остальными при номинальном уровне в нем работой клапанов RL71-74S02(04).

Развитие переходного процесса.

1) Снижение уровня и давления в КД.

2) Регулятор УРС02 открывает до полного открытия клапана ТК31,32S02, увеличивая подпитку 1 контура до максимально возможной величины.

3) Блокировкой ТКВ17(35,53) включается резервный подпиточный насос ТК21(22,23)Д01,02. Гидромуфта резервного насоса поддерживает перепад между напором подпиточных насосов и первым контуром регулятором ТКС21(22,23). Гидромуфта работавшего насоса переходит на поддержание расхода от насоса регулятором ТКС24(25,26) на величине 65м3/час.

Расход подпитки 1 контура возрастает до максимальной величины до 80м3/час. Начинается падение уровня в деаэраторе подпитки ТК10В01. Оператор должен предпринять меры по восполнению дебаланса подпитки-продувки в деаэраторе ТК10В01.

4). Снижается расход питательной воды на один из ПГ прикрытием регулятора RL71(72-74)S02 при номинальном уровне в нем.

5) Сработка табло сигнализации:

"Разбаланс подпитки-продувки 1 контура".

"Снижение температуры подпиточной воды".

"Повышение А пара 2 контура".

6) Сработка АЗ РУ по фактору снижения давления в 1 контуре. Падение всех ОР СУЗ на КВН.

Сработка табло сигнализации:

"Снижение давления 1 контура менее 148 кгс/см2 при t1к>260оС

и N>75%Nн", "АЗ 1,2 комплект".

ПРИМЕЧАНИЕ: АЗ РУ может не работать (может быть не достигнута уставка по давлению 1 контура, т.к. баланс наступает при давлении 152кгс /см2 при идеальной работе автоматики включения резервного подпиточного насоса), особенно если в начальных условиях энергоблок работал на N<75%Nн, когда уставка по Р1к на АЗ составляет 140кгс/см2. При недостижении уставки АЗ по давлению 1 контура оператор должен сбросить АЗ 1,2 комплектов по совокупности факторов дебаланса и повышению активности 2 контура. Если реакторная установка не будет остановлена действием АЗ, истечение теплоносителя из 1 контура во 2 контур будет продолжаться, будет накапливаться активность во 2 контуре и исчерпание запасов борного раствора в ТВ30В01,02 (подпитка с текущей концентрацией). В дальнейшем оператору придется восполнять потери борным раствором большей концентрации (из ТВ30В01(02) или ТВ10В01,02), что приведет к заглушению РУ.

7) После АЗ РУ регулирующий клапан RL71(72,73,74)S04 поврежденного ПГ полностью закроется, хотя уровень в нем будет расти.

8) После останова РУ по давлению в ГПК менее 52кгс/см2 производится посадка СРК турбины.

9) В дальнейшем оператор должен начать расхолаживание РУ с максимальной скоростью 60оС/час. Если этого не будет выполнено, будет наблюдаться заполнение поврежденного ПГ, ГПК вплоть до ГПЗ, исчерпание запасов воды в баках РО, повышение давления в ГПК и всех ПГ, сработка БРУ-К (при отсутствии вакуума - БРУ-А), которые будут поддерживать давление 2 контура. После откачки баков ТВ30В01,02, ТВ10В01,02 и исчерпанию ресурсов борного раствора на подпитку ТК10В01 отключатся подпиточные насосы, закроются ТК80S01,02,03 на линии продувки 1 контура. Опорожнение КД, выравнивание давления 1 и 2 к, запуск каналов систем безопасности по сигналу dts<10оС, отключение ГЦН, исчерпание запасов высококонцентрированного запаса бора в баках TQ13,23,33В01, TQ14,24,34В01 (если оператор включит насосы TQ14,24,34 D01), переход насосов TQ13,23,33B01 на всас из ГА-201. В конце концов это приведет к оголению активной зоны при давлении 65-73кгс/см2.

10) Поэтому, после определения поврежденного ПГ оператор отключает ГЦН этой петли, закрывает подачу питательной воды на этот ПГ арматурой RL71(72-74)S01,03; ТХ41(42,43,44)S01,02. Обеспечивается максимальный расход продувки с поврежденного ПГ (открывается периодическая продувка ПГ).

11) Через БРУ-К RC11,12S01,02 (при наличии вакуума на ТГ) или через БРУ-А ТХ50-80S05 неповрежденных ПГ начать расхолаживание 1 контура со скоростью 60оС/час до температуры 1 контура 225оС, при этом давление в КД должно быть менее 70кгс/см2 (оператор должен ввести в работу регулятор УРС04). В дальнейшем расхолаживание производится со скоростью 30оС/час. К этому моменту концентрация борной кислоты в 1 контуре достигнет стояночной (согласно АНФХ).

12) После снижения давления в 1 контуре менее 70кгс/см2 производится посадка БЗОК ТХ50-80S06 поврежденного ПГ-НУ14. При этом давлении течь теплоносителя 1 контура во 2 прекращается (после полного заполнения поврежденного ПГ до БЗОК), останавливается второй подпиточный насос. В дальнейшем расхолаживание продолжается со скоростью 30оС/час через три неповрежденные петли, через их БРУ-А или БРУ-К.

13) Для недопущения повышения давления в поврежденном ПГ более давления в I контуре при расхолаживании остается открыта продувка поврежденного ПГ, а также персонал обязан открыть байпас БЗОК ТХ50(60,70,80)S23 поврежденной петли.

Действия персонала.

1) По следующим факторам:

а) Сработка табло сигнализации:

"Разбаланс подпитки-продувки 1 контура";

"Снижение температуры подпиточной воды";

"Увеличение А пара 2 контура";

б) Снижению уровня и давления в КД;

в) Резкому возрастанию подпитки 1 контура при неизменной продувке, включению резервного подпиточного насоса -ТК21(22,23)Д01,02;

г) Отсутствию давления в МПП и МКП;

д) Отсутствию протечек спецканализации из Г.О. Персонал делает вывод о течи 1 контура во второй.

2) Проконтролировать и продублировать срабатывание АЗ по снижению давления в 1 контуре. Если не достигнута уставка АЗ по снижению давления в 1 контуре, по факторам увеличения дебаланса подпитки - продувки 1 контура более 2т/час, повышению активности пара 2 контура персонал останавливает работу РУ ключом АЗ БЩУ 1,2 к. Выполнить действия по фактору АЗ, приведенные в разделе 2. Включить два насоса ТВ10Д02,03,04 на всас подпиточных насосов из баков ТВ10В01,02.

3) Проконтролировать работу подпиточных насосов (основного, резервного). При их отключении по блокировке TKF18(37,55) или невключении второго подпиточного насоса при полностью открытых ТК31,32S02 (неразвитие максимального расхода 70-80м3/час) включить в работу на первый контур по два насоса TQ13,23(33)D01, TQ14,24(34)D01 и по одному насосу TQ13-33D01,TQ14-34D01 на рециркуляцию, открыть TQ13,23(33)S26,S07.

ПРИМЕЧАНИЕ: Включение насосов аварийного ввода бора производится при необеспечении подпиточными насосами максимального расхода около 70-80м3/час.

4) Определить поврежденный парогенератор по следующим факторам:

- Поочередно закрывать RL71-74S04. При закрытии клапана на поврежденный парогенератор в нем все равно будет расти уровень;

- Выполнить анализ продувочной воды всех ПГ на активность и содержание борной кислоты.

Увеличить продувку из поврежденного ПГ, отключить ГЦН поврежденной петли, закрыть подачу питательной воды на поврежденный ПГ. Закрыть RL71(72,73,74)S01,03, ТХ41(42,43,44)S01,02 соответственно подключается также подача аварийной питательной воды на поврежденный ПГ.

5) Сброс дебалансных вод из конденсатно-питательного тракта вести только на БГК ХВО, возврат продувочной воды после СВО-5 вести только на Д-7 RL21,22B01. Закрыть продувку неповрежденных ПГ1-4, закрыть RY11(12,13,14)S05,10 неповрежденных ПГ.

6) Сразу же после определения поврежденного ПГ, отключения ГЦН этой петли и закрытия подачи питательной воды на поврежденный ПГ приступить к расхолаживанию РУ со скоростью 60оС/час через БРУ-К (или через БРУ-А неповрежденных ПГ в дистанционном режиме). Ввести в работу регулятор расхолаживания КД. Расхолаживание производить до следующих параметров: t1k=225оC, P1k=<70-73кгс/см2.

При достижении указанных параметров расхолаживание временно прекратить, отобрать анализы 1 контура на содержание борной кислоты. Закрыть БЗОК поврежденного ПГ, контролировать неоткрытие БРУ-А поврежденного ПГ. Открыть байпас БЗОК поврежденного ПГ ТХ50(60,70,80)S23. Открыть RY21S01,02(RY22,23,24S01,02) поврежденного ПГ (периодическая продувка).

ПРИМЕЧАНИЕ: Анализы 1 контура на содержание борной кислоты производить каждые 30 мин. в течение всего переходного процесса.

7) Продолжать расхолаживание 1 контура со скоростью 30оС/час через БРУ-К (БРУ-А неповрежденных ПГ) после достижения в 1 контуре стояночной концентрации борной кислоты согласно АНФХ.

8) После полного заполнения поврежденного ПГ до БЗОК отключить второй подпиточный насос ТК21(22,23)Д01,02, прекратить периодическую продувку поврежденного ПГ, закрыв RY21S01,S02 (RY22,23,24S01,02).

ПРИМЕЧАНИЕ: В течение всего переходного процесса предпринимать меры к дозаполнению баков ТВ10B01,02 и баков TQ13,23,33B01, TQ14,24,34B01, ГА-201 (в случае работы аварийных насосов) со СК.

9) После окончания расхолаживания 1 контура приступить к дренированию 1 контура до оси горячих ниток петель 1 контура. Дренирование производить по линии продувки поврежденного ПГ на СВО-5 со сбросом в спецканализацию на спецкорпусе до полного опорожнения поврежденного ПГ по 2 контуру, в дальнейшем - по штатной схеме.

Вариант-2. Течь теплоносителя из 1 контура во второй эквивалентным диаметром Ду100 при разуплотнении коллектора одного ПГ.

За исходное состояние принимается работа блока на любом уровне мощности.

В данном разделе рассматривается запроектная авария, связанная с течью теплоносителя 1 контура в ПГ эквивалентным диаметром до Ду100мм (например, при разуплотнении крышки одного коллектора 1 контура одного парогенератора УВ10(20,30,40)W01).

Указанная авария приводит к опорожнению КД (УР10В01), быстрому снижению давления в 1 контуре, срабатыванию АЗ, включению систем безопасности. Течь теплоносителя в один из парогенераторов приводит к повышению уровня и давления в нем до уставок срабатывания БРУ-А(ПК ПГ) и выбросу теплоносителя в окружающую среду, повышению активности в паропроводах и на эжекторах турбины. После закрытия БРУ-А и ПК ПГ давление в системе "1 контур - поврежденный парогенератор" выравнивается. Включение насосов ТQ автоматикой СП и длительная их работа на 1 контур при непринятии мер со стороны оператора может привести к повышению давления в поврежденном ПГ до открытия ПК ПГ (>84кгс/см2) и периодическому выбросу теплоносителя в окружающую среду, а также уменьшению (до полного исчерпания) запаса воды в баках систем безопасности.

Стратегия управления данной ситуацией заключается в том, чтобы снизить давление в 1 контуре и поврежденном ПГ для предотвращения выброса теплоносителя в окружающую среду через паросбросные устройства паропроводов и сохранения запаса борного раствора для последующего охлаждения активной зоны, увеличения концентрации борной кислоты в 1 контуре до стояночной. Персонал обязан проконтролировать и продублировать срабатывание АЗ, отсечь поврежденный ПГ от граничных систем (питательная вода, паропроводы, продувка), проконтролировать включение механизмов систем безопасности и приступить к ускоренному расхолаживанию установки, не допуская увеличения давления в 1 контуре более 73 кгс/см2.

Основные признаки аварии.

1) Снижение давления и уровня в КД.

2) Увеличение подпитки первого контура клапанами ТК31,32S02, включение резервного подпиточного насоса ТК21(22,23)Д01,02.

3) Сработка табло сигнализации:

"Разбаланс подпитки-продувки 1 контура"

"Снижение температуры подпиточной воды".

"Повышение А пара 2 контура".

4) Через (15-30)сек. с момента начала переходного процесса срабатывание АЗ РУ по факту снижения давления в первом контуре (или снижению уровня в КД или dTs<10оC).

Сработка табло сигнализации:

-первопричины АЗ;

-"АЗ 1,2 комплект".

Падение всех ОР СУЗ на КВН-НУ17.

Дополнительные признаки.

1) Закрытие СРК турбины SE11-14S01 по факту повышения уровня в одном из ПГ выше 3 предела (620мм) или по факту снижения давления в ГПК менее 52кгс/см2.

2) Рост уровня в одном из ПГ, отличающийся от других при полном закрытии регуляторов питания на него RL71(72,73,74)S02,04.

Описание переходного процесса.

В результате разрыва коллектора теплоносителя первого контура ПГ эквивалентным диаметром до Ду100 происходит:

1) Снижение уровня и давления в КД. Увеличение подпитки первого контура клапанами ТК31,32S02 с включением резервного подпиточного насоса ТК21(22,23)Д01,02.

2) Быстрый рост уровня в одном из ПГ УВ10(20,30,40)W01 и повышение давления в нем на 2-4кгс/см2. Прикрытие регулятора питания на нем RL71-74S02.

3) Включение всех ТЭН УР10W01-4.

4) Через (15-30)сек. с момента начала переходного процесса срабатывает АЗ РУ по фактору снижения давления в 1 контуре или по снижению уровня в КД. Падение всех ОР СУЗ на КВН. Мощность реактора снижается до уровня остаточных тепловыделений.

5) Сработка табло сигнализации:

"Разбаланс подпитки-продувки 1 контура".

"Снижение температуры подпиточной воды".

"Повышение А пара 2 контура".

"Снижение Р1к менее 148кгс/см2" (140кгс/см2) при t1к>260оС

и мощности N>75%Nн (менее 75%Nн)".

"АЗ1,2 комплект"

6) Посадка СРК по повышению уровня в одном ПГ выше 620мм или по факту снижения давления в ГПК менее 52кгс/см2.

7) После срабатывания АЗ РУ продолжается снижение уровня в КД и давления в 1 контуре до уставки срабатывания разрывной защиты 1 контура по разности температур насыщения и температуры в горячей нитке петли (dts<10оC). Происходит запуск механизмов СБ в соответствии с 1-ой программой СП. Закрывается локализующая арматура Г.О.

8) Отключаются все четыре ГЦН1-4, включаются ВПЭНы УД11-41Д01.

9) Уровень в КД продолжает снижаться, а уровень в поврежденном ПГ раcтет. Давление в первом контуре снижается до давления в ПГ по второму контуру. Происходит полное заполнение поврежденного ПГ по второму контуру.

10) Для предотвращения потери аварийного запаса борного раствора и предотвращения радиоактивного загрязнения, действия персонала должны быть направлены на снижение давления в 1 контуре и на аварийное расхолаживание реакторной установки. Если этого не будет сделано, то в результате исчерпания запасов борного раствора нечем будет подпитывать 1 контур, что приведет к оголению активной зоны при давлении 65-73кгс/см2.

Действия персонала.

1) Проконтролировать и продублировать срабатывание АЗ. Уведомить персонал БЩУ. Выполнить действия после АЗ согласно раздела 2. Включить два ТВ10Д02(03,04) на всас подпиточных насосов ТК21(22,23)Д01,02.

2) Проконтролировать уровни во всех ПГ1-4 и по факту резкого повышения уровня определить поврежденный ПГ УВ10(20,30,40)W01.

3) Проконтролировать запуск механизмов всех каналов СБ защитой dts<10оC, отключение ГЦН1-42.

Проконтролировать отключение ТЭН КД УР10W01-04 по низкому уровню в КД. Проконтролировать закрытие локализующей арматуры.

4) Проконтролировать закрытие СРК ТГ SE11-14S01.

5) Отсечь поврежденный ПГ от граничных систем путем закрытия арматуры на трубопроводах подачи воды в ПГ от ВПЭН,АПЭН. Закрыть продувку неповрежденного ПГ. Закрыть RL71(72,73,74)S01-04, TX11-14S05, TX21,22S02, TX31,32S02, на поврежденном ПГ. Закрыть RY11(12-14)S05,S10 на неповрежденных ПГ.

6) Включить в работу на 1й контур насосы TQ14,24,34Д01, закрыть TQ14,24,34S03,04.

7) Начать расхолаживание 1 контура дистанционным открытием БРУ-А на неповрежденных ПГ (предварительно вывести запрет открытия БРУ-А по давлению 2 контура менее 73 кгс/см2 и их закрытие по снижению РIIк<68 кгс/см2) со скоростью 60оС/час.

8) Закрыть БЗОКи на неповрежденных ПГ ТХ50(60,70,80)S06.

9) После снижения давления в 1 контуре до 70кгс/см2 закрыть БЗОК на поврежденном ПГ. Проконтролировать закрытое положение БРУ-А на этом ПГ.

Открыть байпас БЗОК поврежденного ПГ ТХ50(60,70,80)S23.
ПРИМЕЧАНИЕ: При этом давлении в 1 контуре в дальнейшем возможен  рост давления более 75кгс/см2 с падением уровня в КД. Для предотвращения этого и для расхолаживания КД выполнять следующие действия:

10) Обеспечить постоянный контроль за давлением 1 контура. Для расхолаживания КД открыть по одной из арматур YR51(52,53)S01, YR61(62,63)S01, закрыть YR60S01,02 или открыть YP24S01,02. Если после выполнения этой операции все равно наблюдается рост давления в 1 контуре более 75кгс/см2, открыть аварийные сдувки полностью, т.е. открыть YR01,02,03S01, YR11,21,31,41S01, YR12,22,32,42S01, YR51,52,53,S01, YR61,62,63S01, закрыть YR60S01,02.

11) Проконтролировать поведение параметров 1 контура. Убедиться в развитии естественной циркуляции теплоносителя 1 контура по появлению перепада температур на петлях, участвующих в расхолаживании, постоянной подаче питательной воды на них от ВПЭН RL51,52Д01.

При нормальном развитии процесса, т.е. при выполнении:

- возникла естественная циркуляция теплоносителя 1 контура,

- наблюдается падение давления и температуры в 1 контуре,

- повышается уровень в КД, оперативному персоналу следует продолжать расхолаживание 1 контура через БРУ-А ТХ50-80S05 неповрежденных ПГ.

ВНИМАНИЕ! Если давление 1 контура быстро падает (более 3кгс/см2.мин.) и не повышается уровень в КД, закрыть аварийные газовые сдувки YR,оставив открытыми УР24S01,02.

12) Проконтролировать переход работы насосов TQ13,23,33D01 на всас из бака ГА-201 после откачки баков TQ13,23,33B01. После откачки баков TQ14,24,34D01(уровень менее 250мм) отключить насосы TQ14,24,34D01.

13) В течение всего переходного процесса предпринимать меры к дозаполнению баков TQ13,23,33В01, ГА-201 со спецкорпуса.

14) При достижении уровня в КД 8000мм и создании стояночной концентрации борной кислоты в теплоносителе 1 контура поочередно насосы аварийного ввода бора высокого давления (TQ13,23,33D01) перевести на рециркуляцию (этими же насосами, их периодическим включением поддерживать уровень в КД не менее 8000мм). Концентрацию борной кислоты в 1 контуре определять по степени откачки баков TQ13-33B01,TQ14-34B01, ГА -201 согласно приложения N3 с учетом заполнения свободного обьема поврежденного ПГ до БЗОК. (К этому моменту снимается запрет открытия пневмоарматуры и можно ввести в работу систему TV). После каждого перевода насоса на рециркуляцию персонал должен убедиться в том, что эта операция не привела к повышению температуры в реакторе. В противном случае следует повторно перевести указанные насосы на работу на 1 контур.

ПРИМЕЧАНИЕ: Если в течении 10мин. с начала аварии не появилось признаков развития ЕЦТ и расхолаживания реактора, а также, если в любой момент обнаружен рост температуры среды в реакторе выше температуры насыщения для данного давления, либо после стадии спада давления при опрожненном КД начался рост давления вместе с ростом температуры в активной зоне, то оператор должен открыть всю арматуру на линиях аварийных газовых сдувок YR и продолжать расхолаживание 1 контура открытием БРУ-А ТХ50-80S05 на неповрежденных ПГ и работой 2-3 насосов аварийного ввода бора высокого давления TQ13-33Д01.

15) Разобрать электросхему БРУ-А поврежденного ПГ УВ10(20,30,40)W01 после гарантированного снижения давления в 1 контуре менее 70кгс/см2.

16) Убедиться, что утечка теплоносителя 1 контура прекратилась после закрытия БЗОК поврежденного ПГ ТХ50(60,70,80)S06 по признакам:

- повышается уровень в КД;

- стабилизировалось и понижается в соответствии с темпом расхолаживания давление 1 контура.

ВНИМАНИЕ! На данном этапе ликвидации аварии персонал не должен допустить повышение давления в 1 контуре выше 80кгс/см2, что может быть достигнуто полным заполнением 1 контура насосами TQ13-33D01, или срывом ЕЦТ.

17) После снятия запрета на открытие пневмоарматуры взвести пневмоарматуру по системам TG,TV,TK,TF. Ввести в работу систему промконтура, пробоотборов, восстановить схему охлаждения бассейна выдержки, включить один из насосов TG11(12,13)D01 согласно ИЭ. Отбирать пробы 1 контура на содержание борной кислоты каждые 30мин. Ввести в работу систему подпитки-продувки 1 контура согласно ИЭ и раздела 37 настоящей инструкции с подачей в 1 контур борного раствора из ТВ10В01,02.

ВНИМАНИЕ! Запрет на открытие пневмоарматуры снимается после исчезновения сигнала "dts<10оС".

18) После снижения температуры 1контура до 110-120оС перевести расхолаживание на схему планового расхолаживания насосами TQ12,22,32D01.

19) После окончания расхолаживания 1 контура приступить к дренированию 1 контура до оси горячих ниток петель 1 контура. Дренирование производить по линии продувки поврежденного ПГ на СВО-5 со сбросом в спецканализацию на спецкорпусе до полного опорожнения поврежденного ПГ по 2 контуру, в дальнейшем - по штатной схеме.

ВНИМАНИЕ! В случае незакрытия БЗОК или открытия и не посадки БРУ- А (ПК ПГ) поврежденного ПГ расхолаживание 1 контура осуществлять с максимальной скоростью изменения Р2к=3кгс/см2.мин. (полное открытие трех БРУ-А на неповрежденных ПГ) при открытой арматуре системы аварийных газовых сдувок YR. При этом выполнять все возможные меры по закрытию БЗОК (БРУ-А,ПК ПГ) поврежденного ПГ.

Лекцию разработал

доцент кафедры Эксплуатации и ФЗ ЯЭУ                            В.Н. Петрыкин


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

38827. Особенности нервной системы подростков, занимающихся спортивными единоборствами (на примере самбо и кикбоксинга) 273 KB
  2 Особенности нервной системы детей школьного возраста 1.3 Изменения свойств нервной системы у детей и подростков под влиянием различных факторов 1.4 Влияние свойств нервной системы на двигательные способности человека 1.
38829. ПРАВИЛА ОФОРМЛЕНИЯ КУРСОВЫХ И ВЫПУСКНЫХ КВАЛИФИКАЦИОННЫХ РАБОТ 271.5 KB
  Выпускная квалификационная работа (ВКР) и курсовая работа являются самостоятельной творческой работой студента, и выполняются на основе знаний, умений и навыков, полученных при освоении целого ряда фундаментальных, профессиональных и специальных дисциплин.
38830. Методическое пособие по написанию и оформлению выпускной квалификационной работы 501 KB
  62 – Земельный кадастр Квалификация степень выпускника бакалавринженер Краснодар 2013 Рецензент: Декан инженерноземлеустроительного факультета и факультета земельного кадастра профессор к. Гаврюхов Рекомендованы к изданию учебно – методической комиссией инженерно – землеустроительного факультета и факультета земельного кадастра протокол № 7 от 23 апреля 2013 г. Методическое пособие рекомендовано студентам бакалаврам очной и заочной форм обучения инженерноземлеустроительного факультета и факультета земельного кадастра...
38831. Методические рекомендации по выполнению выпускной квалификационной (дипломной) работы 151.5 KB
  Для оказания помощи студенту в подготовке выпускной квалификационной дипломной работы назначается научный руководитель. Права и обязанности сторон в процессе подготовки выпускной квалификационной дипломной работы регламентируются нормативными актами высшей школы образовательными стандартами учебными планами и требованиями ИЭ и ВЭС ЮФУ. Выпускник обязан: в соответствии с учебным планом и требованиями ИЭ и ВЭС ЮФУ выбрать научного руководителя и тему выпускной квалификационной дипломной работы; в полном объеме и своевременно...
38833. МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ ВЫПУСКНОЙ КВАЛИФИКАЦИОННОЙ РАБОТЫ 159 KB
  Подготовка и защита дипломного проекта являются завершающим этапом обучения студентов. Выпускная квалификационная работа должна отражать реальный профессиональный уровень документоведа по специальности «Документоведение и документационное обеспечение управления»
38834. Розроблення, оформлення та захист дипломних проектів 3.81 MB
  Мета та завдання дипломного проектування. Тематика дипломного проектування. Порядок проведення та контролю дипломного проектування. Обов’язки керівника дипломного проекту.
38835. Методические рекомендации по подготовке, написанию, оформлению и защите дипломного проекта 193.5 KB
  Менеджмент организации Цель и задачи дипломного проекта Выбор темы дипломного проекта и ее утверждение Задание на дипломный проект Структура и примерный план дипломного проекта Краткое содержание составных частей дипломного проекта Основные этапы и сроки выполнения дипломного проекта Изложение текстового материала дипломного проекта Порядок оформления материалов дипломного проекта к защите Руководитель дипломного проекта Внешнее рецензирование дипломного проекта Доклад при защите дипломного...