13. Срыв естественной циркуляции теплоносителя 1 контура.

Нарушение рассматривается при следующем исходном состоянии реакторной установки:

- 1 контур уплотнен;

- давление 1 контура находится в диапазоне 15-160 кгс/см2;

- средняя температура 1 контура находится в диапазоне 120-280оС.;

- уровень остаточных энерговыделений активной зоны менее 3% от номинальной мощности. Теплоотвод от активной зоны осуществляется естественной циркуляцией (ЕЦ) теплоносителя. Энергоснабжение СН может осуществляться от рабочих трансформаторов ТСН-1, ТСН-2 или резервных трансформаторов РТСН-1,2(3,4) или в режиме полного обесточивания – от дизель генераторов GV01,GW01,GX01 (только секции надежного питания BV,BW,BX,CV01,02,CW01,02,CX01,02),для бл.5,6 также от общеблочных РДЭС-5GZ01,6GZ01 (секции BK,BJ,CK01,02,CJ01,02).

Подобное состояние установки является следствием отключения всех ГЦН 1-4 в результате различных нарушений:

- отказ системы ТК,ТF,VB,УД50,60;

- полного обесточивания блока;

- закрытие всей отсечной арматуры на паропроводах ПГ1-4 (ТХ50,60,70,80S06).

После отключения всех ГЦН1-4 оператор обязан проконтролировать наличие естественной циркуляции 1 контура для отвода остаточных тепловыделений или для расхолаживания РУ. Существование ЕЦ контролируется по состоянию следующих показателей:

а) наличие положительной разницы температур теплоносителя в горя

чих и холодных нитках ГЦН соответственно (СВРК);

б) сигнализация положения "открыто" паросбросных устройств, через которые обеспечивается сброс пара из 2 контура (БРУ-К или БРУ-СН и RR20S01 на технологический конденсатор, БРУ-А);

в) наличие подпитки парогенераторов от ВПЭН RL51,52Д01 и сигнализация открытого положения RL71-74S03,04, TX41-44S01,02 или от АПЭН ТХ10(20,30)Д01 и сигнализация открытого положения ТХ11-14S05,

ТХ21,22S02, ТХ31,32S02 при постоянном уровне в ПГ.

Причиной срыва ЕЦ могут являться:

- нарушение теплоотвода со стороны 2 контура (прекращение отбора

пара от ПГ,опорожнение ПГ по 2 контуру);

- потеря (сплошности) плотности теплоносителя 1 контура по объёму петли (вскипание, потеря уровня в КД).

Признаки аварии.

1) Появление и устойчивое увеличение разности температур между средней температурой на выходе из кассет и температурами горячих ниток петель - СВРК, СКР.

2) Уменьшение до нуля подогрева на петлях.

Срыв ЕЦ может привести к перегреву оболочек топлива.

Действия персонала.

По признакам аварии установить факт срыва естественной циркуляции и возможную причину происшедшего.

Дополнительно для оценки и подтверждения ситуации:

а) проконтролировать температуру холодных и горячих ниток петель -СВРК;

б) проконтролировать температуру теплоносителя под крышкой реактора;

в) проконтролировать уровни в ПГ 1-4, не допуская их снижения менее 2000мм и увеличения более 3700мм. Подпитка ПГ1-4 должна осуществляться от ВПЭН RL51,52Д01 (открыты RL71-74S03,04,TX41-44S01,02) или от АПЭН ТХ10(20,30)Д01 (при этом оператор осуществляет дистанционное управление клапанами ТХ11-14S05, ТХ21,22S02, ТХ31,32S02);

г) проанализировать предшествующие действия персонала БЩУ, автоматики и блокировок, связанные с изменением расхода пара от ПГ и подачей питательной воды в ПГ.

Если срыв естественной циркуляции произошел вследствии опорожнения ПГ, то выполнить:

1) Увеличить подпитку ПГ питательной водой от ВПЭН RL51,52Д01, проверить открытие арматуры RL51(52)S04 (RL51(52)S05,06), RL71-74S03,04, ТХ41-44S01,02, расходы от насосов по формату УВС. Если

подать питательную воду от ВПЭН невозможно, подать питательную воду в ПГ от АПЭН ТХ10,20,30Д01, проверить открытие арматуры ТХ11,14S01,02, ТХ12,13S01, ТХ22,31S03, ТХ11-14S05, ТХ21,22S02, ТХ31,32S02, проконтролировать расход от насосов ТХ10,20,30Д01.

ВНИМАНИЕ! Управление клапанами ТХ11-14S05,ТХ21,22S02,ТХ31,32S02 осуществляется только дистанционно, оператором.

2) Проконтролировать восстановление естественной циркуляции теплоносителя 1 контура по признакам указанным выше. После появления уровня котловой воды по 4-х метровым уравнемерам (УВ10-40 L11, L14, L24).

Если срыв естественной циркуляции произошел вследствие снижения (прекращением) отбора пара от ПГ, то выполняются следующие действия:

1) Открытием БРУ-СН (RQ11,12S01), или БРУ-К (RC11,12S01,02), или БРУ-А (ТХ50,60,70,80S05, предварительно сняв запрет на их открытие по давлению в ПГ менее 73 кгс/см2 и по понижению давления в ПП менее 68 кгс/см2) резко увеличить отбор пара от ПГ на одну минуту, контролируя наличие уровня котловой воды в ПГ.

2) Если временное увеличение отбора пара от ПГ не привело к восстановлению естественной циркуляции, то:

При электроснабжении СН от рабочих ТСН-1,2 или трансформаторов РТСН-1,2(3,4): подготовить системы TF,VB,УД 50,60,ТК и ввести их в работу от имеющегося источника электроснабжения, собрать электросхему ГЦН1 (2,3,4) (достаточно одного) и включить его. Повторно на этой же петле открыть БРУ-А, резко увеличив отбор пара от ПГ петли, где работает (работал) ГЦН. Проконтролировать восстановление естественной циркуляции теплоносителя I контура.

В этом случае (когда есть электроснабжение от ТСН-1,2 или РТСН-1, 2) для снижения давления в первом контуре в процессе расхолаживания оператор использует впрыск от подпиточных насосов ТК21,22,23Д01,02 через ТК40S09, УР13S02,03 или сброс пара через УР24S01,02, аварийные газовые сдувки УР51,52,53S01, УР60S01,02 (УР61,62,63S01) или в крайнем случае контрольный ИПУ УР21S01,03,04 (бл.1-4).

ВНИМАНИЕ! В случае, если своевременно восстановить ЕЦ не удается возможно вскипание теплоносителя и образование газового пузыря под крышкой реактора. Образование такого пузыря под крышкой реактора также возможно при потере плотности теплоносителя четвертой петли из-за потери уровня в КД.

Признаки образования газового пузыря следующие:

- увеличение температуры на выходе из кассет до температуры насыщения при данном давлении 1 контура - СВРК;

- уменьшение уровня в реакторе по уравнемерам УС00L01,L02, УВС; и одновременное увеличение уровня в КД - УР10L03,L05, УВС;

- после спада давления в 1 контуре начался его рост, УВС.

Действия персонала по восстановлению ЕЦ при образовании газового пузыря под крышкой реактора.

1) Для сброса газового пузыря и восстановления ЕЦ теплоносителя 1 контура необходимо закрыть арматуру УR60S01,02, открыть линии аварийных сдувок из реактора на ББ, аварийные сдувки с ПГ на ББ УР20W01, т.е. открыть УR01(02,03)S01, УР61(62,63)S01, УР11,21,31,41(12,22,32,42)S01.

ПРИМЕЧАНИЕ: Для увеличения надежности работы арматуры аварийных газовых сдувок из реактора и на ББ УР20W01 открывать по две последовательно находящиеся арматуры, запитанные от разных каналов систем безопасности, т.е. открывать пары арматур УР01,62(02,63;03,61)S01.

2) Проконтролировать:

- увеличение уровня в реакторе;

- уменьшение температуры на выходе из ТВС;

- уменьшение давления 1 контура.

3) Открытием БРУ-СН (RQ11,12S01) или БРУ-К (RC11,12S01,02) или БРУ-А (ТХ50,60,70,80S05) увеличить отбор пара от ПГ.

4) Проконтролировать восстановление естественной циркуляции.

5) Восстановить схему аварийных газовых сдувок для расхолаживания КД в условиях естественной циркуляции теплоносителя 1 контура, а также для обеспечения регулирования (снижения) давления первого контура, в соответствии с одним из следующих вариантов:

а) открыты аварийне газовые сдувки из реактора, колекторов парогенераторов по 1 контуру в систему TY через УR60S01,02 и открыты УР24S01,02 из компенсатора давления в ББ, закрыты УR51,52,53S01, УR61,62,63S01. Подпиточный насос (ТК21,22,23Д01,02) работает по линии впрыска в КД через открытые ТК40S09, УР13S02,03. Скорость расхолаживания КД и регулирование давления 1 контура осуществляется впрыском через УР13S02, степенью открытия УР24S01,02;

б) открыты аварийне газовые сдувки из реактора, колекторов парогенераторов по 1 контуру в систему TY через УR60S01,02 и открыты УР24S01,02 из компенсатора давления в ББ, (сдувки на ББ УR61,62,63S01 могут периодически открываться).

Регулирование давления 1 контура осуществляется периодическим открытием контрольного ИПУ КД УР21S01,03,04 при воздействии на линию управления УР21S08,09.

в) открыты аварийне газовые сдувки из реактора, колекторов парогенераторов по 1 контуру и из компенсатора давления в ББ через УR61(62,63)S01, закрыты УR60S01,02 в систему TY и УP24S01,02 в ББ. Нет возможности ввести в работу подпиточные насосы.

6) Уведомить руководство АЭС о восстановлении естественной циркуляции I контура.

Если есть необходимость расхолаживания РУ, проконтролируйте параметры I контура перед началом расхолаживания:

РIк = 90-160 кгс/см2;

ТIк = 260-265оС;

Нкд = 11600-12400 мм;

В I контур введено не менее 35 м3 высоко концентрированного раствора борной кислоты (40г/кг) или достигнута стояночная концентрация.

ВНИМАНИЕ! Если при достижении указанных параметров наблюдается рост давления выше 160 кгс/см2, открыть аварийные сдувки YR51(52,53)S01, YR61(62,63)S01 из КД в ББ или арматуру YР24S01,02 из КД в ББ до снижения РIк менее 90 кгс/см2. При достижении РIк = 90 кгс/см2 аварийные сдувки YR51(52,53)S01, YR61(62,63)S01 закрыть (YР24S01,02 закрыть).

Приступить к расхолаживанию реакторной установки в режиме естественной циркуляции путем сброса пара из второго контура. Дистанционно открыть БРУ-К (RC11,12S01,02), или БРУ-СН(RQ11,12S01), или БРУ-А (ТХ50,60,70,80S05), так чтобы выполнялись условия:

а) Скорость расхолаживания не превышала 15оС/час;

б) Подпитка I контура обеспечивает сохранение уровня в КД в пределах 11600-12400 мм в процессе расхолаживания.

Проверить и, в случае необходимости, восстановить схему охлаждения бассейна выдержки штатной системой ТG путем открытия (взвода) арматуры ТG11,12,13S01-06; включением одного из насосов ТG11(12,13)D01.

При снижении температуры теплоносителя I контура менее 100оС расхолаживание РУ временно прекратить. Отобрать пробы теплоносителя I контура через штатные линии пробоотбора (если это не возможно, то через воздушники тракта планового расхолаживания после подключения ТQ12(22,32)D01 на расхолаживание I контура).

Возобновить расхолаживание после подтверждения концентрации борной кислоты в I контуре требованиям альбома НФХ.