15. Разрыв трубопровода 2 контура без отсечения одного пг

ОТ МЕСТА РАЗРЫВА

Вводная часть.

Рассматривается авария, связанная с резким увеличением расхода пара от ПГ в результате разрыва главных паропроводов 2 контура при работе блока на любом уровне мощности. При этом предполагается, что один из парогенераторов не отсекается от места разрыва.

Данная ситуация возможна при расположении места разрыва на паропроводе одного ПГ до отсечных клапанов TX50S06, TX60S06, TX70S06, TX80S06 (далее по тексту ПГ петли, на которой поврежден паропровод именуется "поврежденный") или при разрыве ГПК и незакрытии любого БЗОК.

Расположение разрыва внутри герметичной оболочки приводит к увеличению давления в ней до 2,3-2,5 ата, закрытию локализующей арматуры и работе спкринклерной системы. Поэтому рассматривается два варианта аварии (разрыв внутри и вне ГО). Резкое расхолаживание реакторной установки может привести в конце кампании активной зоны ( при значительном отрицательном температурном коэффициенте реактивности) к увеличению мощности реактора. Кроме того возможно нарушение циркуляции теплоносителя в 1 контуре, вызванное опорожнением КД.

Однако, предусмотренные защиты для режимов с разрывом паропровода в неотсекаемой части (срабатывание АЗ, отключение подачи основной и аварийной питательной воды в аварийный ПГ) обеспечивают непревышение проектного предела безопасной эксплуатации повреждения ТВЭЛ.

Для послеаварийного расхолаживания РУ необходимо ввести в первый контур не менее 35м³ раствора борной кислоты концентрацией 40 г/кг. Расхолаживание 1 контура ввести путем сброса пара из ПГ с таким расчетом, чтобы обеспечивалась подкритичность реактора не менее 1%, а расхолаживание КД должно производиться с таким расчетом, чтобы запас до вскипания теплоносителя 1 контура обеспечивался в пределах 20-55оС.

Ввод бора в 1 контур может осуществляться подпиточными насосами (при разрыве вне Г.О.), насосами TQ14,24,34D01, TQ13,23,33D01 (при разрыве в Г.О.). Расхолаживание КД может производиться от ТК21(22,23)D01,02 или путем сброса пара из КД в ББ через УР24S01,02 или УR61,62,63S01, УR51,52,53S01 соответственно.

Персонал обязан проконтролировать срабатывание АЗ, с максимальной быстротой определить "поврежденный" парогенератор и проконтролировать отключение (отключить) ГЦН соответствующей петли и закрытие (перекрыть) подачу нормальной и аварийной питательной воды на него, а также обеспечить ввод борной кислоты в 1 контур до создания концентрации НзВОз в 1 конуре 16г/кг для надежного перевода реактора в подкритичное состояние.

Если до аварии реактор находился на МКУ, то расхолаживание до температуры критичности реактора происходит быстрее, чем при работе реактора на номинальной мощности. Значение температуры в аварийном секторе активной зоны может составлять к 200 сек 140оС, если реактор находился до аварии на МКУ, и 160оС при работе реактора до аварии на номинальной мощности.

Поэтому для обеспечения достаточной компенсирующей способности органов СУЗ реактор должен выводится на МКУ в строгом соответствии с

технологическим регламентом, т.е. только путем снижения концентрации борной кислоты в 1 контуре с взведенными органами СУЗ.

РАЗРЫВ ПАРОПРОВОДА В ПРЕДЕЛАХ Г.О.

Основные признаки аварии:

1) Срабатывание АЗ 1,2 комплектов и запуск каналов систем безопасности по фактору разрыва 2 контура:

"Увеличение разности температур насыщения 1,2 контуров более 75оС, снижение давления в паропроводе менее 50кгс/см2 и температура 1 контура более 200оС".

2) Отключение одного ГЦН УД10(20,30,40)Д01 по факту работы защиты УВF04 (перепад на обратном клапане ТХ50(60,70,80)S07 менее -2кгс/см2 и давление в паропроводе менее 52кгс/см2).

3) Непрекращающееся быстрое снижение давления в одном из парогенераторов УВ10(20,30,40)W01.

Дополнительные признаки.

1) Повышение параметров под оболочкой. Срабатывание защиты по превышению Рг.о.>0,3 кгс/см2.

2) Посадка БЗОК на поврежденном паропроводе ТХ50(60,70,80)S06.

3) Закрытие арматуры питательной воды (основной и аварийной) на ПГ аварийной нитки.

4) Снижение температуры "холодной" нитки одной из петель (поврежденной) значительно ниже, чем в трех остальных.

Переходные процессы происходящие в установке.

1) В результате разрыва паропровода ПГ1(2,3,4) на неотсекаемом участке внутри гермооболочки находится резкое снижение давления пара в ПГ1(2-4) и в ГПК.

2) Мощность реактора возрастает за счет отрицательного температурного коэффициента реактивности и за счет отработки АРМ в режиме "Т" на "больше".

3) Сработка АЗ реактора по одному из факторов:

"Увеличение разности температуры насыщения 1 и 2 контуров более 75^ОС, снижение давления в парогенераторе менее 50 кгс/см2";

"Повышение давления в гермооболочке более 0,3кгс/см2".

"Снижение периода разгона реактора менее 10 сек".

4) Показания уровнемеров в поврежденном ПГ1(2-4) с метровой базой (L19,09) возрастают за счет вскипания объёма воды, а по уровнемерам с 4-метровой базой (L14,24,L11) - уменьшаются за счет увеличения расхода пара от ПГ1(2-4).

5) В течении первых (3-5)сек с момента начала аварии срабатывают блокировки УВF04,F15 поврежденного паропровода (перепад давления на обратном клапане ТХ50(60,70,80)S07 меньше (-2,0)кгс/см2 и давление в паропроводе меньше 52кгс/см2). Это вызывает следующие действия:

а) Отключается ГЦН1(2-4), соотвествующей поврежденному паропроводу петли, срабатывает табло "Защита УД10(20,30,40)Д01";

б) Закрывается с запретом открытия арматура основной и аврийной питательной воды на ПГ1(2-4) поврежденной петли: RL71(72,73,74)S01,02,03,04, TX11(12,13,14)S05, TX21(22)S02, TX31(32)S02.

6) В течение первых (5-8)сек с момента начала отказа срабатывает защита по разрыву паропровода:

"Разность температур насыщения 1 и 2 контуров больше 75^ОС и давление в паропроводе меньше 50кгс/см2 и температура 1 контура больше 200^ОС".

В результате работы защиты производится:

- Открывается TX50(60,70,80)S09,10,11,13,14,15 и в пределах (4-10) сек происходит посадка БЗОК поврежденного паропровода;

- Производится запуск каналов СБ АСП. Срабатывают табло сигнализации II,III ступени СП, включаются следующие механизмы:

TQ11,21,31D01

TX10,20,30D01

TQ12,22,32D01,TL13D01,D02,D03,

TQ13,23,33D01

- Накладывается запрет дистанционного отключения этих механизмов, а также запрет на отключение QF11,21,31D01,02, TL10D01,02,03;

- Закрывается с запретом дистанционного открытия арматура:

TQ13,23,33S09, TQ12,22,32S02,03,05;

- Открывается с запретом дистанционного закрытия арматура:

TQ13,23,33S07,26, TQ12,22,32S04,06, TQ12S07, TQ22,32S10,S22

TX10,20,30S04,05, TX12,13S01, TX22S03, TX31S03;

- Накладывается запрет закрытия: TQ10,20,30S01;

- Через 10 сек после включения TQ13,23,33D01 открывается задвижка рециркуляции TQ13,23,33S05,06.

7) При понижении давления в ГПК до 52 кгс/см2 происходит закрытие СКТГ защитой.

Примечание: Возможно уменьшение давления в ГПК и не поврежденных парогенераторов до срабатывания разрывной защиты по этим паропроводам и посадка их БЗОК.

8) Из-за разрыва паропровода одного из ПГ1(2-4), срабатывания АЗ, уменьшения давления в ГПК температура теплоносителя 1 контура и уровень в КД резко снижаются. Они начнут восстанавливаться после выпаривания воды из аврийного ПГ. В дальнейшем параметры 1 контура будут поддерживаться работой БРУ-А. После срабатывания аварийной защиты реактор остается в подкритичном состоянии.

9) С момента начала аварии наблюдается рост давления в гермообьеме из-за течи пара из поврежденного ПГ1(2-4).

При этом:

а) При увеличении Рго> 0,003кгс/см2 срабатывает табло сигнализации:

"Рго больше 0,003".

Отключается TL22D01(02,03) и закрываются локализующие гермоклапаны с запретом открытия:

TL25S06 TL22S09 TL42S03 TL45S06

TL02S05 TL02S06 TL02S11 TL02S12

XQ99S01 XQ10S01

TL25S05 TL22S08 TL42S02 TL45S05

TL22S07 TL43 S08 TL02S03 TL02S04

TL02S13 TL02 S14 XQ99S03 XQ10S03

б) При увеличении давления в Г.О. более 0,3кгс/см2 производится:

- Закрытие локализующей арматуры в полном объёме;

- Отключение оставшихся в работе ГЦН с выдержкой времени 15 сек по факту понижения давления масла в камере ГЦН  0,6 кгс/см2;

- Открываются TQ11,21,31S03,10 (после включения насосов TQ11,21,31D01) и TQ11,21,31S11,S12. Накладывается запрет на их закрытие. Борный раствор из ГА-201 и метаборат калия начинает поступать в Г.О., уменьшаются уровни в баках TQ11,21,31B01, TQ10B01.

Через 1 минуту после начала аварии давление под Г.О. возрастает до 1,5 кгс/см2, а затем вследствии работы ТQ11,21,31D01 на Г.О. и полного выпаривания поврежденного ПГ давление в Г.О. снижается со скоростью 0,05 кгс/см2/мин.

Арматура TQ11,21,31S03,S10 закроется после уменьшения давления в Г.О. ниже 0,8 кгс/см2.

После закрытия пневмоарматуры для обеспечения эффективной работы

ТQ13,23,33D01 на I контур, оператор должен снизить давление I контура

до 90-100 кгс/см2 с помощью открытия ПК КД или аварийных сдувок

YR61(62,63)S01, YR01(02,03)S01, YR51(52,53)S01.

Время с начала аварии, необходимое для создания стояночной концентрации бора в I контуре согласно Приложения 3 (35м³ борного раствора с Сн₃во₃=40 г/кг), и для заполнения КД до уровня 12000 мм насосами ТQ13,23,33D01 составляет 10-15 мин.

10) Параметры 1 контура стабилизируются после полного выпаривания поврежденного ПГ. В неповрежденных ПГ будут поддерживаться давления 68-70 кгс/см2 автоматической работой БРУ-А.

Действия персонала.

1) Проконтролировать и продублировать срабатывание АЗ РУ и выполнить операции после АЗ.

2) Проконтролировать отключение ГЦН1(2-4) поврежденной петли и закрытие с запретом открытия арматуры основной и аварийной питательной воды на поврежденный ПГ1(2-4).

3) Проконтролировать посадку БЗОК TX50(60,70,80)S06 на "поврежденном паропроводе. При его непосадке при открытых TX50(60,70,80)S09-S15, предпринять попытку посадки БЗОК ТХ50(60,70,80)S06 от КУ.

4) Проконтролировать запуск каналов СБ автоматикой ступенчатого пуска. Проконтролировать работу механизмов каналов СБ. Включить в работу на 1 контур насосы TQ14,24,34D01, закрыть TQ14,24,34S03,04.

ПРИМЕЧАНИЕ: При неотключении ГЦН1(2-4) "поврежденной" петли по факту повышения перепада давления на обратном клапане TX50(60,70.80)S07 паропровода более 2кгс/см2 и давление в паропроводе менее 52кгс/см2 или по снижению давления в поврежденном парогенераторе менее 45кгс/см2 с подтверждением сигналами разности температур насыщения 1 и 2 контуров более 75оС и температуры 1 контура более 200оС, через 10 сек проконтролировать отключение выключателей 6кВ рабочего и резервного питания соответствующей секции ВА(ВВ,ВС,ВД). По факту обесточения секции BV(BW,BX) (соответственно при неотключении ГЦН 1, 4, 3) проконтролировать запуск ДГ GV01(GW01,GX01) и сработку АСП по обесточению секции надежного питания.

5) Проконтролировать рост давления в Г.О., закрытие локализующей арматуры, открытие арматуры TQ11,21,31S03,S10 (насосы TQ11,21,31D01 уже включены) и открытие TQ11,21,31S11,S12. Спринклерный раствор поступает в Г.О. Проконтролировать уменьшение уровней в баках TQ11,21,31B01, TQ10B01.

ПРИМЕЧАНИЕ:

Следует учитывать, что при росте давления в ГО, сопряженном с запуском АСП по фактору обесточивания секции 6 кВ надежного питания II категории, подача воды в ГО от спринклерной системы произойдет при давлении в ГО 1,2 кгс/см2. Если же запуск АСП не связан с обесточиванием секции 6 кВ надежного питания, то подача воды в ГО произойдет при достижении давления в ГО 1,3 кгс/см2.

6) Проконтролировать отключение всех ГЦН 1-4 закрыть сливы запирающий воды ТК51-54S03,04,05.

7) Открыть аварийные газовые сдувки: из-под крышки реактора УR01,02,03S01, на коллекторах ПГ УR11-14S01, УR12-42S01, из КД УR51,52,53S01. Давление в первом контуре поддерживать не более 90 кгс/см2 посредством открытия УR60S01,02 или УР24S01,02 или УR61,62,63S01. При этом контролировать поступление борного раствора в 1 контур от TQ13,23,33D01 по уменьшению уровня в баках TQ13,23.33B01.

8) Для исключения формирования сигналов повышения перепада давления на обратных клапанах неповрежденных паропроводов после отключения ГЦН1-4 и закрытия по этой причине арматуры на подаче питательной воды на ПГ1-4, не допускать превышения давления в ГПК над давлением в не поврежденных ПГ открытием арматуры на трубопроводе дренажей до ГПЗ RT10S01,02.

9) Проконтролировать наличие естественной циркуляции теплоносителя I контура.

10) Разобрать электросхемы ГЦН1-4, приводов ОР СУЗ, TL03D01,02,03, TL04D01,02,03, TL02D01,02, TL01D01-06, TL05D01,02,03. Перевести на рециркуляцию ТК21(22,23)D01,02, отключить работающий ТG11(12,13)D01.

11) После полного выпаривания поврежденного ПГ и снижения давления в ГО менее 0,8 ата проконтролировать:

а) закрытие арматуры на трубопроводах подачи раствора бора в ГО - TQ11,21,31S03,S10.

б) открытие рециркуляции спринклерных насосов TQ11,21,31,S02,S09.

в) снятие запретов на открытие локализующей пневмоарматуры (произойдет при понижении давления в ГО менее 0,2 кгс/см2).

12) Ввести локализующую пневмоарматуру по системам:

UT, TK, TV, TF, TG, VB, VF, TP, TУ. Ввести в работу системы подпитки-продувки, организованных проточек 1 контура, промконтура, технической воды, охлаждения бассейна выдержки согласно инструкций по эксполуатации указанных систем.

ВНИМАНИЕ! Систему подпитки 1 контура вводить в работу на 1 контур с включенным на всас подпиточных насосов TK21(22,23)D01,02 насосами борного концентрата ТВ10Д02(03,04).

Продувку 1 контура вводить в работу после ввода в работу подпитки 1 контура и подачи уплотняющей воды на уплотнения ГЦН1-4.

13) Увеличить расход подпитки-продувки 1 контура до 50-60м3/час для скорейшего достижения стояночной концентрации борной кислоты в 1 контуре. Контроль за концентрацией борной кислоты в 1 контуре вести по штатным приборам, а также ручным анализов с интервалом 1 раз в 30 минут.

14) Давление в 1 контуре поддерживать сдувками из КД. Восстановление уровня в КД осуществлять изменением расхода подпитки-продувки 1 контура.

15) После увеличения уровня в КД более 8000 мм, когда в работе система подпитки-продувки I контура, отключить насосы TQ14,24,34D01, работу насосов TQ13,23,33D01 перевести на рециркуляцию.

16) После достижения в 1 контуре концентрации борной кислоты более стояночной согласно АНФХ приступить к расхолаживанию 1 контура в режиме естественной циркуляции со скорость 15оC/час через БРУ-К, или БРУ-А неповрежденных ПГ, или через технологический конденсатор RR20W01 (БРУ-СН). Для расхолаживания КД подпитку 1 контура перевести на КД через TK40S09, УР13S02,03 (предварительно вывести запрет на открытие УR13S02). При этом закрыть ТК40S06,07, а также закрыть УR61,62,63S01, УR60S01,02, УР24S01,02.

17) Ввести в работу вентиляторы TL03D01(02,03), TL01D01,02(03,04,05,06), TL05D01(02,03), предварительно проверив отсутствие повреждения их электродвигателей после работы спринклерной системы, произвести подачу технической воды на вентиляторы и их теплообменники.

18) Ввести в работу один канал охлаждения БВ, включить в работу один из насосов TG11(12,13)D01 согласно инструкции по эксплуатации бассейна выдержки.

19) Концентрацию борной кислоты в 1 контуре довести до 16г/кг.

20) После снижения давления в 1 контуре до 24-26кгс/см2 снять запрет на отключение механизмов каналов СБ имитацией сигнала "ТI контура<70оС". Отключить TQ13,23,33D01, TQ11,21,31D01, TX10,20,30D01. Отключить один из TQ12(22,32)D01, два других TQ22,32(12)D01 перевести на рециркуляцию.

21) После достижения в 1 контуре температуры 110-120оС перейти на схему планового расхолаживания 1 контура одним из насосов TQ22(32,12) D01, работавшим до этого на рециркуляцию.

22) Уведомить руководство АЭС о происшедшем.

23) Ликвидация последствий аварии производится по специально разработанной программе.