«УТВЕРЖДАЮ»

Заведующий кафедрой

Эксплуатации и ФЗ ЯЭУ

В.А. Кирияченко

«__»____________20__ г.

Лекция № 17

Тема: Нарушения нормальной эксплуатации, обусловленные нарушением

отвода тепла со стороны 2-го контура

План лекции

1. Вводная часть 5 мин.

2. Основная часть:

2.1. Закрытие стопорных клапанов турбины. 15 мин.

2.2. Отключение генератора от сети. 10 мин.

2.3. Полное обесточивание энергоблока. 15 мин.

2.4. Отключение одного ТПН из двух работающих. 15 мин.

2.5. Полное прекращение подачи питательной воды от ТПН и

ВПЭН на все парогенераторы. 15 мин.

3. Заключительная часть. 5 мин.

Задание на самостоятельное изучение материала – 4 часа.

Закрытие СК турбины с запретом работы БРУ-К. Литература [19, 20].

В результате изучения материала лекции студенты должны:

а) знать:

- возможные причины перечисленных нарушений;

- действия персонала при подобных нарушениях нормальной эксплуатации;

б) уметь восстанавливать нормальную работу РУ и ТУ в указанных ситуациях;

в) быть ознакомленными с физическими основами процессов, протекающих на ЭБ при нарушениях отвода тепла со стороны 2-го контура.

Литература

1. Инструкция по ликвидации аварий и аварийных ситуаций на реакторной установке АЭС.

2. Инструкция по ликвидации аварий и аварийных ситуаций на основном оборудовании турбинного цеха АЭС.

3. Технологический регламент безопасной эксплуатации энергоблоков с реактором ВВЭР-1000.

1. 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 закрытие СК турбины без запрета срабатывания БРУ-К

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 0 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"

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 ВПЭН 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.

Действия 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 соответствие с "Инструкцией по экспл. РУ".