18. Некомпенсируемые течи теплоносителя I контура.

Вводная часть.

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 теплоностеля 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 возможнаситуация, 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 > 260^оC и N>75%Nном".

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

- "Тs-Tгн<10^оC".

- 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 < 10^оС", 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.

Переходные 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 10^оС, 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 10^оС"

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

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

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 150^оС 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 гермообьем давление и температура в гермообьеме начинают медленно снижаться со скоростью:

- температура паровой смеси - (0,1-0,4)^оС/мин; давление в гермообьеме - (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 иосцилировать 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 гермообьеме.

Действия песонала.

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<10^оC) 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 < 10^оС" открыть арматуру системы газоудаления, обьединяющую воздушник реактора и ПГ с паровым обьемом 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 60^оС/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, обьединяющую паровой обьем 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 усройства 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<10^оС) 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 конценрацией 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 < 70^оC).

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