2.1.2 Отключение всех гцн
Вводная часть
В подразделе рассматривается частичное снижение расхода теплоносителя через а.з., связанное с отключением всех ГЦН. За исходное состояние принята работа на уровне мощности, допустимой для данного количества работающих ГЦН.
Наиболее вероятной причиной отключения ГЦН является отказ системы, общей для этих механизмов - маслосистемы ГЦН или отказ рабочих трансформаторов собственных нужд.
Признаки нарушения
Срабатывание табло аварийной сигнализации.
Сигнал АЗ "Обесточивание ГЦН" или (и) сигнал АЗ: "Обесточивание одного ГЦН из двух работающих":
- отключение ГЦН на мнемосхеме БЩУ;
- снижение перепада давления на отключившихся ГЦН;
- снижение перепада давления на реакторе.
Описание переходного процесса
По факту отключения всех ГЦН сработает аварийная защита реактора.
С точки зрения надежного охлаждения активной зоны, отключение четырех из 4-х работающих ГЦН является определяющим режимом, поскольку в этом режиме имеет место максимальный начальный уровень мощности реактора и уменьшающийся расход теплоносителя через активную зону.
Через 0,3 секунды с момента обесточивания всех ГЦН, что определяется задержкой на прохождение в электрических цепях, РОМ начинает снижать мощность реактора введением рабочей группы с проектной скоростью 2 см/с. Через 1,4 секунды с момента обесточивания, происходит падение всех групп аварийной защиты.
Параметры первого контура (мощность, давление и температура теплоносителя) снижаются. Давление второго контура уменьшается вплоть до закрытия стопорных клапанов турбины, после чего поддержание давления второго контура обеспечивается работой БРУ-К.
Результаты анализа режима обесточивания всех ГЦН представлены на рис. 4.2.2.8.
Надежное охлаждение активной зоны реактора обеспечивается. Минимальное значение коэффициента запаса до кризиса теплообмена достигается на 3 секунде процесса и составляет 1,03, что больше допустимого значения.
Действия персонала
Персонал обязан проконтролировать и продублировать срабатывание АЗ реактора, немедленно закрыть СРК ТГ и обеспечить стабилизацию параметров установки за счет сброса пара от ПГ на БРУ-К.
Проконтролировать и продублировать срабатывание АЗ, уведомить персонал БЩУ.
Контролировать действия автоматики.
Приступить к компенсации отравления активной зоны Хе135 и выравниванию полей энерговыделения – оценка величины аксиального офсета – воздействие на 10-ю и при необходимости на 5-ю группы ОР СУЗ.
Выяснить причину отключения ГЦН и устранить ее.
После получения распоряжения начальника смены АЭС включить ГЦНы в работу, приступить к пуску блока в соответствии с ИЭ РУ.
2.2 Закрытие стопорных клапанов тг
В общем случае рассматривается мгновенное прекращение отбора пара от ПГ из-за закрытия СКТГ при работе блока на номинальной нагрузке. Разнообразие причин, вызывающих закрытие СРК ТГ, обуславливает различные варианты протекания переходных процессов.
Основными из них являются:
- вариант 1: закрытие СРК ТГ без запрета срабатывания БРУ-К;
- вариант 2: закрытие СРК ТГ с запретом срабатывания БРУ-К.
Вводная часть
Отключение турбогенератора от системы может произойти в результате неисправностей в энергосистеме, в электрических и гидравлических системах, обслуживающих трубогенератор. Кроме того, закрытие стопорных клапанов может быть вызвано действиями защиты турбоустановки или ошибочными действиями обслуживающего персонала.
Признаки нарушения
Совпадение следующих симптомов:
- закрытие СК ТГ SE11,12,13,14S01;
- срабатывание табло сигнализации:
"Турбина отключена" - HY26;
"Разгрузка РОМ"- HY18;
"Электромагниты ЗУ №1,2 выбиты" - HY25;
- закрытие сервомоторов регулирующих клапанов SE01,02G01 HY-28;
- активная нагрузка генератора 0 Мвт;
- падение ОР СУЗ 1 группы на КВН по факту срабатывания УПЗ (при исходной мощности РУ Nн>75 % Nном);
- табло первопричины закрытия СКТГ - HY26;
-срабатывают табло сигнализации:
"Срабатывание УПЗ";
"Срабатывание ПЗ-1,ПЗ-2";
"Падение ОР" -HY18.
Описание переходного процесса
С точки зрения максимального роста давления в первом и втором контурах, режим закрытия стопорных клапанов является определяющим.
В результате прекращения отбора пара из парогенераторов, давление второго контура возрастает сначала до уставки на срабатывание сбросных устройств турбины БРУ-К, затем до уставки на срабатывание предупредительной защиты 1 рода, в результате чего происходит снижение мощности реактора посредством введения в активную зону рабочей группы со скоростью 2 см/с. Дальнейшее повышение давления во втором контуре приведет к срабатыванию сбросных устройств парогенератора БРУ-А и аварийной защиты по повышению давления во втором контуре. Совместное срабатывание сбросных устройств БРУ-К, БРУ-А и одновременное снижение мощности реактора не исключают срабатывания предохранительного клапана ПГ.
Максимальное давление первого и второго контуров составляет 17,5 МПа (178 кгс/см2) и 8,3 МПа (85 кгс/см2), соответственно.
Происходит снижение параметров первого и второго контуров до полной их стабилизации в допустимых пределах (рис. 4.2.3.1).
Закрытие стопорных клапанов турбины возможно по причине срыва вакуума в конденсаторах. В этом случае существует запрет на включение БРУ-К и давление во втором контуре возрастает сначала до уставки на срабатывание предупредительной защиты 1 рода, затем до уставки на срабатывание сбросных устройств парогенераторов БРУ-А.
Режим потери вакуума в одном из конденсаторов ТГ возникает при возникновении больших присосов воздуха (более 100 кг/ч) или по другой причине давление в конденсаторе SD11(SD12,SD13) повышается -HY25(SD11P08),УВС (R000M, SD00M).
Примечание – Потеря вакуума при больших присосах воздуха, как правило, наблюдается при их увеличении более 400 кг/ч. То есть, после появления небаланса между присосами и производительностью эжекторов.
Давление в двух других конденсаторах также повышается, но со значительным отставанием, за счет перераспределения расходов пара на конденсаторы.
По факту посадки СК ТГ срабатывает УПЗ. РОМ начинает разгружать РУ до 40 % номинальной мощности. В связи с запретом работы БРУ-К, сброс пара будет осуществляться только через БРУ-А.
Это приводит к повышению давления в ПГ до 80 кгс/см2 и срабатыванию АЗ по этому фактору (возможно протекание режима без срабатывания АЗ).
Избежать повышения давления в ПГ до 80 кгс/см2 и срабатывания АЗ по этому фактору возможно только в том случае, если персонал будет производить своевременный сброс пара из ГПК через БРУ-СН. При этом производится разгрузка реактора менее 40 %Nном за счет работы ПЗ-1 по фактору Ргпк > 70 кгс/см2.
Наложение на вышеописанный режим одного отказа, такого, как обесточивание АЭС за 2,3 с до срабатывания аварийной защиты по повышению давления во втором контуре, делает этот режим предельным как с точки зрения выброса максимальных давлений, так и надежного охлаждения активной зоны реактора.
На рис. 4.2.3.3 представлено изменение параметров реакторной установки предельного случая закрытия стопорных клапанов турбины с учетом обесточивания АЭС.
Результаты теплогидравлических расчетов режима закрытия стопорных клапанов турбины с учетом запрета работы БРУ-К показали, что максимальное давление в первом контуре возрастает до 18,0 МПа (182 кгс/см2), и максимальное давление во втором контуре (без сброса пара через БРУ-СН) возрастает до 8,2 МПа (84 кгс/см2).
Надежное охлаждение активной зоны реактора обеспечивается. Минимальный коэффициент запаса до кризиса теплообмена равен 1,0 на 7 секунде процесса.
Действия персонала (в случае отсутствия срабатывания АЗ)
Проконтролировать полное закрытие СРК ТГ, уведомить персонал БЩУ, определить первопричину срабатывания защиты и проконтролировать:
- разгрузку реактора от УПЗ с корректирующим снижением мощности устройством РОМ до 40 %Nном - при работе на мощности более 75 %Nном;
- разгрузку от РОМ через ПЗ-1 до 40 %Nном - при работе на мощности менее 75 %Nном;
- работу регуляторов давления в 1 контуре YPC01,YPC05.При отказе впрыска в КД контролировать срабатывание ПЗ-1 при Р1к=172 кгс/см2, срабатывание АЗ при Р1к=180 кгс/см2;
- опережающее открытие БРУ-К по фактору сброса нагрузки ТА. Обратить особое внимание на работу паросбросных устройств.
После окончания переходного процесса необходимо восстановить регламентное положение ОР СУЗ в следующей последовательности:
- немедленно приступить к вводу борной кислоты в 1 контур подпиточными насосами с расходом не менее 30 т/ч от системы ТК;
- начать извлечение групп ОР СУЗ, начиная с 9-ой (8-ой). 10-ю группу поднять в регламентное положение, затем извлечь группу, используемую для УПЗ, на КВВ.
Примечание авторское – Здесь имеется ввиду переходный процесс без срабатывания АЗ.
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 0 %Nном с плановой скоростью и переведён в состояние «горячий останов» до устранения дефекта.
После окончания разгрузки реактора до уровня 40 % 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:
- давления 1к и 2к;
- уровня в КД;
- температуры на входе и выходе из а.з.;
- уровней в ПГ-1-4.
Выяснить и устранить причину отключения турбины.
После получения распоряжения начальника смены АЭС приступить к увеличению мощности реактора.