5. 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 УРС01 УРС05 (соответственно УР10W01-04,УР13S02,УР11,12S02.

5) Работает регулятор уровня в КД-УРС02 (ТК31,32S02). Уровень в КД уменьшается и стабилизируется через 80-100 сек. На 160-180 см ниже номинального вследствие разгрузки реактора (УР10L05,L14), ТК31,32S02.

6) В результате колебания уровня в ПГ в пределах Lн+-(10-15) см включаются ВПЭНы RL51,52,Д01, 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 ТХ50,60,70,80S05. 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 RL21,22В01,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/см2.

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 RН42S02, RН52S02,05, RН63S02,03 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 SH10В01,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 RВ64S01 и открывается на РБ-9 RВ63S01.

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

ж) Закрывается дренаж КСН в ПНД-4, RТ61S01.

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)Д01 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 RВ64S01 на сливе сепарата в ПНД-4 и открываются задвижки RВ63S01,03 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 RN52,53,54Д01 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 RN52,53,54Д01 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 RN72,73,74Д01.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 ТПН1,2 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 RТ10S31.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)Д01,закрыть напорные задвижки ST11(12)S03.

22) При снижении оборотов турбины менее 1000об/мин. (SB11G06) включится насос гидроподьема ротора турбины SC91(92)Д01,включается ВПУ SN10Д01-НУ27.

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/см2;

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 TB10Д02(03,04) на всас работающего TK21(22,23)Д01,02. 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,УР002);

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 ТВ10Д02(Д03,04), поставить на автомат ТК81(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/см2 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 ПГ1-4.

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 RL21,22В01 до 5,8 кгс/см2 и нагрузке Nэл<100 МВт формируется запрет команд "больше" основного RМ50С01 и пускового RМ53С01 регуляторов уровня в деаэраторе. Запрет команд больше RМ50С01 и RМ53С01 снимается при появлении тенденции роста давления в Д-7 (повышения давления на 0,2 кгс/см2 выше минимально допустимого давления). При этом заданием для RМ50С01,RМ53С01 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" RМ50С01, RМ53C01 также снимается при снижении уровня в Д-7ата (RL21,22L01) до 150 см независимо от значения давления.

При этом заданием для RМ50C01 RМ53C01 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 ПГ1-4. При очень сильном открытии РУД RМ50S01 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".