6. 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)" - НУ18.

Дополнительные признаки.

1) Закрываются задвижки подачи пара к ТПН-1(2) и задвижка на напоре ТПН-1(2) - RQ51(52)S01, RL41(42)S02 - НУ34,35.

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 Рмасла 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/см² изб., загорается табло:"Падение Р масла на редуктор".

5) Когда давление масла в конце масляной линии уменьшится до RL41(42)P09 = 0,35 кгс/см² изб., срабатывает табло сигнализации:"Давление в конце масляной линии меньше 0,35".

6) При достижении любого из условий:

SC51(52)Р06 = 0,6 кгс/см²

RL31(32)Р12 = 0,3 кгс/см²,

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/см²/сек. в течение 6 сек.;

- выдержка времени 10 сек.;

- снижение заданного давления до 61 кгс/см²/сек. со скоростью 0,2 кгс/см²/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 м3/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 Рпит.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 - RL51,52Д01.

20) Давление первого контура в ходе разгрузки снижается приблизительно на 10 кгс/см² 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 УРС01, УРС05 давления 1 контура, работу впрысков в КД (YP13S02, YP11,12S02), ТЭН КД YP10W01-04;

- работу регулятора УРС02 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 (УВ10,20,30,40L19) в любом ПГ проконтролировать включение насосов RL51,52Д01. При необходимости снизить мощность РУ до стабилизации уровней в ПГ 1-4.

ВНИМАНИЕ! При снижении уровня котловой воды в любом ПГ УВ10(20,30,40)W01 ниже Lном.- 500 мм по уровнемерам с 4-х метровой базой проконтролировать отключение соответствующего ГЦН УД10(20,30,40)Д01.

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 RL51,52Д01.

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 (Iгруппу), 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".

7.НЕУПРАВЛЯЕМЫЙ ВПРЫСК В КД (YP10В01).

Вводная часть.

В разделе рассматривается уменьшение давления в 1 контуре, обусловленное неуправляемым впрыском в КД через клапаны YP11, 12, 13S02. Указанная ситуация возможна после динамических возмущений реакторной установки, приводящих к повышению давления 1 контура до открытия клапанов впрыска и последующего их незакрытия.

Отказ может быть связан с нарушениями в работе КИП, блоков регулятора давления в 1 контуре, цепей управления и силовых цепей, а также механическими повреждениями одного из клапанов YP11, 12,13S02.

За исходное состояние принимается работа установки на любом уровне мощности.

Персонал обязан принять меры для стабилизации давления в 1 контуре, т.к. глубокое снижение давления может привести к вскипанию теплоносителя в активной зоне.

Признаки неуправляемого впрыска в КД.

Основные признаки нарушения.

1) Непрерывное снижение давления в 1 контуре;

2) Открытое, промежуточное или отсутствие указания положения одного из клапанов YP11, 12,13S02 на мнемосхеме БЩУ ("поврежденного клапана").

Дополнительные признаки:

1) Последовательное включение групп ТЭН КД. УР10W01-04;

2) При незакрытии отсекающей арматуры УР11,12S01, УР13S03 по снижению P1k<160 кгс/см², срабатывает А3 по факту снижения давления над активной зоной менее 148 кгс/см² (140). Срабатывают табло сигнализации.

"Давление над активной зоной < 148кгс/см² при температуре в горячих нитках > 260^оС и N>75%Nн или < 140кгс/см² при N<75%Nн и температуре в горячих нитках >260^оC".

"АЗ 1, 2 комплект".

3) Падение всех ОР СУЗ на "КВН".

Переходные процессы происходящие в установке.

После того, как давление в первом контуре достигнет величины 168-170 кгс/см² (в результате динамического возмущения),открываются УР13S02 на 100%, УР11S02 до 40% (концевик настроен на 40%), УР12S02 на 100%. По фактору уменьшения давления закрываются УР11,12,13S02. Один из YP11(12)S02 не закрывается, т.к. выбивает его электросхему.

Давление в первом контуре снижается со скоростью (0,3-0,5)кгс/см²/с и при достижении величины 160кгс/см² должна закрыться задвижка на линии отказавшего клапана УР11(12)S01.

Если УР11(12)S01 не закрылась или закрылась не полностью давление в первом контуре продолжает снижаться. Срабатывает АЗ при достижении P1k<148(140)кгс/см².

После срабатывания АЗ оператор должен не допустить снижения давления 1 контура и сработки защиты СБ по сигналу "dts<10^оC". Для этого отключаются ГЦН1(2,3,4).

Действия персонала.

При снижении давления в 1 контуре менее 160 кгс/см² и отсутствии хода на закрытие "поврежденного" клапана YP11, 12, 13S02 закрыть, проконтролировать закрытие по блокировке, задвижку на линии соответствующей незакрывшемуся клапану YP11(13)S01, YP13S03, после чего:

1) Убедиться, что снижение давления в 1 контуре прекратилось;

2) Перевести управление незакрывшемся клапаном YP11S02, (YP12S02, YP13S02) на дистанционное и попытаться закрыть его вручную с БЩУ;

3) Продолжить эксплуатацию установки на текущем уровне мощности.

Приступить к поиску и устранению неисправности клапана YP11S02, (YP12S02, YP13S02).

После устранения неисправности и проверки работоспособности клапана YP11S02 (YP12S02, YP13S02) по специальной программе:

1) Открыть соответствующую запорную арматуру YP 11(12)S01, YP13S03;

2) Перевести управление YP11S02 (YP12S02, YP13S02) в режим автоматического регулирования;

3) Убедиться в отсутствии снижения давления в 1 контуре.

Если устранить неисправность не удалось, то допускается эксплуатация реакторной установки с одной нерабоспособной линией впрыска YP11S01,02 (YP12S01,02; YP13S02,03) на номинальной мощности.

ПРИМЕЧАНИЕ: при неисправности регулятора давления УРСО1 в части воздействия на клапаны впрыска или при неисправности обоих клапанов (УР11,12S02) необходимо разгрузить реакторную установку до 25% Nном.

Если предпринятые действия, неуспешны, то:

1) Проконтролировать и продублировать срабатывание АЗ при снижении давления в 1 контуре до 148 кгс/см² при мощности реактора более 75% Nном или до 140 кгс/см² при мощности реактора менее 75%Nн и tг.н> 260^оC.

2) Отключить два ГЦНа (один из которых ГЦН-4) для уменьшения впрыска в КД и дальнейшего снижения Р в 1 контуре;

3) Проконтролировать выбег отключенных ГЦН и включение их ВЦЭН YD41 (11,21,31) DO1;

4) Контролировать работу регулятора уровня в КД YPC02 и при необходимости переключить ТК31(32)S02 и ТК81(82)S02 в режим дистанционного регулирования;

5) Далее выполнить операции в соответствии с указаниями в разделе N2;

6) При дальнейшем падении давления 1к. отключить оставшиеся в работе ГЦН при РIк менее 130кгс/см², проконтролировать стабилизацию давления 1к., наличие естественной циркуляции 1к.

Приступить к устранению причины отказа клапана YP11S02 (YP12S02, YP13S02). При необходимости получить письменное разрешение главного инженера АЭС на осмотр клапана по месту. Если возможно, закрыть отказавший клапан по месту вручную.

8.ЛОЖНЫЙ ВПРЫСК В КД ОТ ШТАТНОГО УЗЛА ПОДПИТКИ 1 КОНТУРА С ТЕМПЕРАТУРОЙ 60-70^оС.

Вводная часть.

В разделе рассматривается нарушение нормальных условий эксплуата ции, связанное с открытием арматуры TK40S09 на линии впрыска в КД от подпиточных насосов TK21,22,23Д02 и клапана регулятора впрыска YP13S02 и закрытием TK40S07,06 на линии подпитки 1 контура.

Учитывается также то, что участок трубопровода от ТК40S06,07 до КД не является проточным и подпиточная вода в нем имеет температуру, равную температуру среды в Г.О.

Кроме того, возможно отключение продувки 1 контура (закрытие хотя бы одной из арматур TK80S01,02,03,08 или обеих TK81,82S01(02). В этом режиме происходит впрыск холодной воды в паровое пространство КД с температурой 60-70^оС. В данном случае предполагается наличие всех этих условий при отсутствии возможности воздействия на отказавшие элементы без ремонта механических элементов, т.е. после расхолаживания РУ.

После начала аварийного режима давление в 1 контуре резко падает, в результате чего срабатывает АЗ реактора по фактору снижения давления над активной зоной ниже 148кгс/см² при N>75%Nн или 140кгс/см² при N<75%Nн. Ложный впрыск в КД воды с температурой t=60-70^оС снижает давление в КД и в 1 контуре и практически не воздействует на изменение температуры 1 контура, которая определяется теплоотдачей в парогенераторах и мощностью реактора. Мощность реактора до момента достижения уставки АЗ(148кгс/см²) поддерживается постоянной, давление 2 контура также постоянно.

Для исключения кризисных явлений в активной зоне реактора персонал обязан прекратить подачу холодной воды в КД.При неуспешных попытках перекрыть тракт подачи холодной воды в КД, персонал ведет контроль за действием АЗ РУ и систем безопасности производит расхолаживание 1 контура со скоростью 30^оС/час.

ПРИМЕЧАНИЕ:При нарушении с впрыском холодной воды в КД, КД подлежит ревизии.

Основные признаки нарушения.

1) Открытое положение TK40S09 (время открытия арматуры-30 сек.), YP13S02,YP13S03.Закрытое положение TK40S07,06, TK80S08, ТК80S01,02,03, TK81,82S01 на мнемосхемах БЩУ.

2) Резкое снижение давления в 1 контуре, УВС,НУ-15. По факту снижения Р1к<160кгс/см² происходит отказ в закрытии YP13S03.

3) Срабатывание АЗ по фактору снижения давления над активной зоной. Сработка табло сигнализации:

"Давление над активной зоной <148кгс/см² при температуре в горячих нитках >260^оС и N>75%Nн или РIк<140кгс/cм² при Nн<75%Nн";

"АЗ 1,2 комплект".

4) Сработка табло сигнализации:

"Разбаланс подпитки-продувки 1 контура";

"Понижение температуры подпиточной воды";

"Сработка АВР".

Дополнительные признаки.

1) Последовательное включение всех групп ТЭН КД УР10W01,02,03,04.

2) Падение всех ОР СУЗ на "КВН".

3) Резкое снижение уровня в КД по причинам впрыска холодной воды в КД и действия АЗ.

4) Увеличение подпитки 1 контура открытием клапанов TK31,32S02 (регулятор уровня УРС02) по факту снижения уровня в КД вплоть до включения резервного подпиточного агрегата TK21(22,23)Д01,02.

5) запуск 3-х каналов СБ по сигналу " ts<10оC"

Переходные процессы происходящие в установке.

1) После открытия TK40S09,YP13S02, закрытия TK40S06.07, TK80S08(TK80S01,02,03,TK81,82,S01,02) давление в 1 контуре резко падает. При снижении Р1к<160кгс/см² закрытие YP13S03 не происходит из-за отказа.Скорость снижения давления 1 контура составляет (0,3-0,6)кгс/см²/с, включаются все ТЭН КД-УР10W01-04. При снижении Р1к<148(140)кгс/см² срабатывает АЗ. Наблюдается также падение уровня в КД, открытие TK31,32S02, увеличение подпитки 1 контура вплоть до включения резервного подпиточного насоса TK21(22,23)Д01,02.

2) По факту снижения Ргпк<52кгс/см² (или дистанционно оператором) происходит отключение турбины посадкой СРК.

3) Через примерно 200 сек. после начала нарушения происходит срабатывание всех 3-х каналов СБ по фактору уменьшения разности температур насыщения и горячих ниток петель 1 контура dt<10^оС. В результате закрытия пневмоарматуры (в т.ч. ТК40) впрыск воды с температурой 60-70^оС в КД прекращается. Oтключаются все четыре ГЦН по снижению давления масла в камере ГУП менее 0,6кгс/см², включаются ВЦЭНы.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ: Из-за отсутствия подачи промконтура температура автономного контура ГЦН1-4 повысится до 150^оС, отключается ВЦЭНы. В условиях, когда закрыта ТК80S08 и открыты ТК80S01,02,03, ТК81,82S01,02, возрастает расход воды из гидроциклона грубой очистки, возрастает расход теплоносителя I контура через уплотнения ГЦН1-4. Это может привести к повреждению уплотнения и нижнего подшипника ГЦН1-4.

4) К 240-280 сек. после начала процесса уровень в КД достигает своего минимального уровня: на 3.5-4м ниже номинального (Lн=8770мм).

5) Примерно к 300-400 сек. после начала переходного режима за счет прекращения впрыска холодной воды в КД, включения ТЭН КД YP10W01 -04 и восстановления уровня работой насосами TQ13,23,33Д01 происходит восстановление давления в 1 контуре до 110-115кгс/см².

6) После восстановления давления 1 контура снимается сигнал "dts<10^оC" и снимается запрет на взвод пневмоарматуры. Персонал обязан взвести пневмоарматуру технологических систем, ввести в работу системы ТК,TG,TF,VF,VB,TV,УД; восстановить принудительную циркуляцию 1 контура, включив два-три ГЦН,отобрать пробы теплоносителя 1 контура на концентрацию борной кислоты, создать в первом контуре стояночную концентрацию согласно АНФХ и начать расхолаживание 1 контура штатными ситемами.

ПРИМЕЧАНИЕ: При исчезновении сигнала "dts<10^оС" снимается запрет на взвод пневмоарматуры,но не снимается запрет на отключение механизмов, поэтому аварийные насосы СБ останутся в работе. Так как уровень в КД при расхолаживании больше 8000мм, то работу насосов TQ13, 23,33Д01 оперативный персонал переведет на рециркуляцию, что даст возможность снижать давление в 1 контуре при расхолаживании.

При ТIк=110-130^оС необходимо перевести TQ12,22,32Д01 на рециркуляцию, сняв запреты на закрытие напора TQ12,22,32S04 и перевести расхолаживание на схему планового расхолаживания.

Действия персонала.

1) Проконтролировать срабатывание АЗ по фактору "Р1к<148кгс/см² и Ттн.>260^оС при N>75%Nном" или по снижению "Р1к <140кгс/см² Ттн.>260^оС при N<75%Nном". Выполнить действия после АЗ, описаные в разделе N2.

2) По признакам:открытого состояния TK40S09,YP13S02,03 закрытого TK40S06,07,TK80S08(01,02,03),TK81(82),02, включению всех ТЭН КД УР10W01-04 разбалансу подпитки-продувки, падению давления и уровня в КД идентифицируется нарушение.

3) Сделать попытку прекращения поступления холодной воды в КД закрытием ТК40S09 или УР13S02,03 и открытием ТК40S07,06.сли эти действия привели к прекращению поступления "холодной" воды в КД, проконтролировать восстановление давления в 1 контуре и работу регуляторов УРС01,05,УРС02-давления и уровня в КД. Открыть закрывшуюся арматуру на линии продувки 1 контура.

4) Если не удалось прекратить поступление холодной воды в КД выполнить следующие действия для предотвращения срабатывания защиты СБ "dts<10^оC":

а) Закрыть ТК31,32S01,02 или ТК40S01(02,03). Если и это не удалось сделать и продолжается падение давления 1контура, то отключить подпиточный насос TK21(22,23)Д01,02 ,предварительно выведя АВР этих агрегатов. Проконтролировать закрытие TK80S01,02,03 (если они не закрыты) и самозапирание ГЦН.

б) Контролировать прекращение поступления холодной воды в КД, стабилизацию и рост давления 1 контура.

в) Через 30 мин. Отключить все ГЦН1-4, закрыть TK51-54S03,04,05-НУ12, проконтролировать переход на естственную циркуляцию.

ВНИАНИЕ!Если закрыта TK80S08 ГЦН1-4 отключить, закрыть TK51-54S03,04,05, закрыть ТК80S01,02,03 сразу же после отключения подпиточного насоса.

г) Устранить замечание по тракту впрыска от подпиточного насоса на КД.

Восстановить схему подпитки-продувки,включить ГЦН,создать в 1 контуре стояночную концентрации и приступить к расхолаживанию РУ согласно "Инструкции по эксплуатации реакторной установки".

5) Если не удалось предотвратить срабатывание защиты СБ "dts<10^оC", то выполнить:

а) Проконтролировать запуск всех трех каналов СБ автоматикой ступенчатого пуска по сигналу "dts<10^оC", посадку пневмоарматуры. При этом параметры 2 контура остаются неизменными и номинальными.

б) Проконтролировать работу TQ13,23,33Д01 на 1 контур по расходу на напоре насосов и по уровню в бакас TQ13,23,33В01.

в) Проконтролировать прекращение поступления холодной воды в КД,стабилизацию и рост уровня и давления в КД.

г) Проконтролировать отключение всех четырех ГЦН и включение ВЦЭН. Отключить ВЦЭНы, закрыть ТК51-54S03,04,05.

д) Проконтролировать наличие естственной циркуляции 1 контура. Признаки наличия естественной циркуляции:

-наличие положительной разницы температур в горячей и холодной нитках ГЦТ;

-сигнализация положения "не закрыто" каких-либо паросбросных устройств.

ПРИМЕЧАНИЕ: После АЗ давление 2 контура поддерживается дистанционным открытием RT10S01,02 и БРУ-СН RQ11,12S01.

-наличие расхода питательной воды в ПГ1-4 при постоянных уровнях в них(работа ВПЭН RL51,52Д01), уровень номинальный.

Контролировать наличие ЕЦ особенно по тем петлям,куда осуществляется подача воды от насосов впрыска бора TQ13,23,33Д01(1,3,4петля).

в) После достижения уровня в КД L>8000мм (для предовращения переполнения КД и последующего увеличения давления в 1 контуре вплоть до открытия ПК КД) и после снятия запрета закрытия напорной арматуры TQ13,23,33S07 перевести работу насосов впрыска бора высокого давления на рециркуляцию. К этому моменту давление 1 контура восстанавливается и стабилизируется на уровне 110-115кгс/см².

ж) Исчезает сработка сигнала "dts<10^оC" на СБ, снимается запрет на взвод пневмоарматуры.(если сигнал не снимается, дорасхолодить 1 к. до температуры 260^оС открытием БРУ-СН и поддерживать эту температуру, сигнал снимается).

Взвести пневмоарматуру технологических систем. Кроме TK40S01,02,03, если не произведено отсечение тракта подачи воды в КД от подпиточных насосов. В первую очередь взвести пневмоарматуру ТF, обеспечить подачу воды ТF на теплообменники ГЦНN1-4. После этого открыть слив запирающей воды с ГЦН1-4 ТК60S01-03, ТК51-54S03,04,05.

з) Ввести в работу системы УД,ТК-подача уплотняющей воды на ГЦН,VF,VB,TV. На всас насосов подпитки включить насосы борного концентрата ТВ10Д02(03,04).

ПРИМЕЧАНИЕ: Если не удалось восстановить тракт продувки 1 контура, то подпиточные насосы включаются только для подачи воды на уплотнение ГЦН1-4, а если удалось восстановить, то поддержание уровня в КД осуществляется клапанами TK31,32S02.

и) Включить в работу два (три) ГЦН согласно ИЭ реакторной установки и ГЦН.

6) Проконтролировать концентрацию борной кислоты в 1 контуре и, если она не менее стояночную, приступить к расхолаживанию 1 контура согласно "Инструкции по эксплуатации реакторной установки".Подпитку первого контура осуществлять периодически открытием тракта подпитки и уменьшением расхода продувки 1 контура.

7) При температуре 1 контура 110-130^оС и давлении 23-25кгс/см² снять запреты отключения и отключить насосы СБ TQ11,21,31Д01 TQ13,23,33Д01, TX10,20,30Д01, один из насосов TQ12(22,32)Д01 оставить на расхолаживание РУ по линии планового расхолаживания.

Два других TQ12,22,32Д01 перевести на рециркуляцию. Осуществить расхолаживание РУ по схеме планового расхолаживания.