Нарушения охлаждения активной зоны реактора из-за нарушений работы 2-го контура

Размещено на http://www.allbest.ru/

Лекция

Нарушения охлаждения активной зоны реактора из-за

нарушений работы 2-го контура

План

1. Закрытие стопорных клапанов турбины

2. Отключение генератора от системы

3. Полное обесточивание блока

4. Отключение одного ТПН из двух работающих

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

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 вариант 1: закрытие СК турбины без запрета срабатывания БРУ-К

Основные 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 О 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"

Переходные 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 УРС 01 УРС 05 (соответственно УР 10W01-04,УР 13S02,УР 11,12S02.

5) Работает регулятор уровня в КД-УРС 02 (ТК 31,32S02). Уровень в КД уменьшается и стабилизируется через 80-100 сек. На 160-180 см ниже номинального вследствие разгрузки реактора (УР 10L05,L14), ТК 31,32S02.

6) В результате колебания уровня в ПГ в пределах Lн+-(10-15) см включаются ВПЭНы RL51,52,Д 01, 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 ТХ 50,60,70,80S05. 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 RL21,22В 01,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/см ².

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 RН 42S02, RН 52S02,05, RН 63S02,03 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 SH10В 01,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 RВ 64S01 и открывается на РБ-9 RВ 63S01.

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

ж) Закрывается дренаж КСН в ПНД-4, RТ 61S01.

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)Д 01 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 RВ 64S01 на сливе сепарата в ПНД-4 и открываются задвижки RВ 63S01,03 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 RN52,53,54Д 01 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 RN52,53,54Д 01 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 RN72,73,74Д 01.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 ТПН 1,2 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 RТ 10S31.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)Д 01,закрыть напорные задвижки ST11(12)S03.

22) При снижении оборотов турбины менее 1000об/мин. (SB11G06) включится насос гидроподьема ротора турбины SC91(92)Д 01,включается ВПУ SN10Д 01-НУ 27.

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.

Действие 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/см ²;

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 TB10Д 02(03,04) на всас работающего TK21(22,23)Д 01,02.

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, УР 002);

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 ТВ 10Д 02(Д 03,04), поставить на автомат ТК 81(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/см 2 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 ПГ 1-4.

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 RL21,22В 01 до 5,8 кгс/см² и нагрузке Nэл<100 МВт формируется запрет команд "больше" основного RМ 50С 01 и пускового RМ 53С 01 регуляторов уровня в деаэраторе. Запрет команд больше RМ 50С 01 и RМ 53С 01 снимается при появлении тенденции роста давления в Д-7 (повышения давления на 0,2 кгс/см² выше минимально допустимого давления). При этом заданием для RМ 50С 01,RМ 53С 01 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" RМ 50С 01, RМ 53C01 также снимается при снижении уровня в Д-7ата (RL21,22L01) до 150 см независимо от значения давления.

При этом заданием для RМ 50C01 RМ 53C01 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 ПГ 1-4. При очень сильном открытии РУД RМ 50S01 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 соответсвии с "Инструкцией по эксплуатации реакторной установки".

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).

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

За исходное состояние принята работа блока на номинальной мощности.

Основные признаки нарушения.

1) Отключение выключателей ВНВ-750 на мнемосхеиах 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".

Переходные 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". генератор турбина клапан стопорный

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 ТХ 50,60,70,80S05, 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/см 2 включается регулятор УВС 11(21,31,41) с заданием 68-70 кгс/см 2. 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 УР 11S02, УР 12S02, УР 13S02 и ТЭН КД УР 10W01-04.

7) По факту сброса нагрузки формируется сигнал сброса нагрузки и БРУ-К идут на открытие, не дожидаясь повышения давления в ГПК до 68 кгс/см 2.

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/см 2, 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 снижениии давления за ЦВД до 3 кгс/см² абс. Открывается дренаж I отбора на РБ-9; SH11S01. Открывается вентиль SН 12S01 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) Д 01 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 F пит воды на ПГ менее 150 м 3/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 отключениии генератора от сети.

Проконтролировать работу регуляторов давления и уровня I контура УРСО 1, УРСО 5, УРСО 2.

После окончания переходного процесса восстанавливается регламентное положение ОР СУ 3.

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 RL21,22Р 01), 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 блока

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 НУ 33 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 сработка 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.

Вариант 1. Работа РУ на мощности (Т 1к более 70оС).

Признаки полного обесточивания:

1) Отключение рабочих вводов ВА 01А ВВ 01А, ВС 01А, ВД 01А питания секций 6 кВ собственных нужд блока, невключение резервных вводов ВА 02А, ВВ 02А, ВС 02А, ВД 02А, 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".

Переходные процессы, происходящие в установке.

Секции 6кВ собственных нужд отключаются рабочими вводами ВА 01А, ВВ 01А, ВС 01А,ВД 01А. АВР на резервные ввода ВА 02А, ВВ 02А,ВС 02А,ВД 02Д 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,ВА 03, ВВ 03, ВС 03

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 обесточение 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 ГЦН 1-4 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 ГЦН 1-4.

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 VC10Д 01, Д 02, Д 03 Iiск, VС 21, 22Д 11, ST11, 12, Д 01, VC20Д 01,02. 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 ТХ 50-80S05 и в дальнейшем обеспечивают давление во втором контуре не выше 73кгс/см².

Подпитка ПГ производится обессоленной водой при температуре не ниже 5оС из баков ТХ 10В 01,02,03 насосами ТХ 10Д 01,02,03 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 190В 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 (блок 1-4). 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.Выполнить операции согласно раздела 2.

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

3) Немедленно обьявить 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 блока 5,6) 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-ТК 81, 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, 30В 01. Подпитка ведется дистанционным управлением регуляторами TX11S05, TX13S05, TX14S05, TX12S05, TX31S02, TX32S02.

13) После окончания выбега ГЦН-1-4 закрыть ТК 51-54S03, 04, 05, проконтролировать включение ВЦЭН: УД 11-14Д 01.

14) После окончания ступенчатого пуска восстановить схему охлаждения бассейна выдержки, включить один из насосов TG11(12,13)Д 01.

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 (блок 1-4).

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 TQ14,24,34Д 01(не менее 45м ² высококонцентрированного раствора борной кислоты). Контроль количества вводимого в 1 контур высококонцентрированного раствора бора (40г/кг) контролировать по уровню в баках TQ14, 24, 34В 01. Для расчета использовать Приложение 3. Контроль за концентроцией бора в 1 контуре вести 1 раз в 30 мин. по штатной схеме.

ВНИМАНИЕ! Параметры 1 контура перед началом расхолаживания должны соответствовать: Р 1к=140-160кгс/см²; Т 1к=260-265^оС,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, 34В 01 отключить насосы TQ14, 24, 34Д 01. Подпитку 1 контура осуществлять насосами TQ13, 23, 33Д 01 из баков TQ13, 23, 33В 01, а после откачки TQ13, 23, 33В 01-насосами расхолаживания 1 контура TQ12, 22, 32Д 01 из бака ГА-201 или насосами TQ13, 23, 33В 01 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 УР 24S01, 02. Этим также обеспечивается регулирование и поддержание давления в 1 контуре.

4. Отключение одного ТПН из 2-х 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.

Основные 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)" - НУ 18.

Дополнительные признаки.

1) Закрываются задвижки подачи пара к ТПН-1(2) и задвижка на напоре ТПН-1(2) - RQ51(52)S01, RL41(42)S02 - НУ 34,35.

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

3) Разгрузка РОМ до N = 49%Nн.

Переходные 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 Р масла 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/см ² изб., загорается табло: "Падение Р масла на редуктор".

5) Когда давление масла в конце масляной линии уменьшится до RL41(42)P09 = 0,35 кгс/см ² изб., срабатывает табло сигнализации: "Давление в конце масляной линии меньше 0,35".

6) При достижении любого из условий:

SC51(52)Р 06 = 0,6 кгс/см ²

RL31(32)Р 12 = 0,3 кгс/см ²,

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/см ²/сек. в течение 6 сек.;

- выдержка времени 10 сек.;

- снижение заданного давления до 61 кгс/см ²/сек. со скоростью 0,2 кгс/см ²/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 м ³/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 Р пит. 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 ВПЭНы - RL51,52Д 01.

20) Давление первого контура в ходе разгрузки снижается приблизительно на 10 кгс/см ² 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 УРС 01, УРС 05 давления 1 контура, работу впрысков в КД (YP13S02, YP11, 12S02), ТЭН КД YP10W01-04;

- работу регулятора УРС 02 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 (УВ 10, 20, 30, 40L19) в любом ПГ проконтролировать включение насосов RL51, 52Д 01. При необходимости снизить мощность РУ до стабилизации уровней в ПГ 1-4.

ВНИМАНИЕ! При снижении уровня котловой воды в любом ПГ УВ 10(20, 30, 40)W01 ниже Lном.- 500 мм по уровнемерам с 4-х метровой базой проконтролировать отключение соответствующего ГЦН УД 10(20, 30, 40)Д 01.

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, 52Д 01.

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

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 (I группу), 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 парогенераторы

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.

Переходные 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 RМ 50S01, что вызовет включение резервных КЭНI,IIст. включатся по АВР RМ 43(42,41)D01, RМ 13(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/см 2 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 ПГ 1-4 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 ТХ 41-44S03,04. Поэтому снижения давления в ПГ 1-4 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 ТХ 11-14S05, ТХ 21, 22S02, ТХ 31, 32S02 оператор восстанавливает уровень в ПГ 1-4, не допуская при этом снижения температуры теплоносителя I контура ниже 2600С.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ:

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

2. Если оператор не восстановит уровни в ПГ 1-4 дистанционным управлением клапанами ТХ 11-14S05, ТХ 21, 22S02, ТХ 31, 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.

3. При восстановлении уровней в ПГ 1-4 следует следить за параметрами I контура, не допуская снижения температуры теплоносителя I контура менее 2600С и срабатывания защиты по разрыву II к.:

ts I-II > 750С, РIIк.< 50 кгс/см 2 и tIк.> 2000С.

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 ТХ 41,42,43,44S01,02 для локализации течи.

4) Проконтролировать автоматические действия при посадке СРК ТГ.

Питание КСН перенести от ОКСН. Открыть RQ30S01, RQ31S02, закрыть RQ11,12S01, RТ 10S01,02. Перевести работу КЭН-II полностью на рециркуляцию через RМ 52S01,02. 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 ПГ 1-4. Проконтролировать уровни в ПГ 1-4, 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.

...