«УТВЕРЖДАЮ»

Заведующий кафедрой

Эксплуатации и ФЗ ЯЭУ

В.А. Кирияченко

«__»____________20__ г.

Лекция № 22, 23, 24

Тема: Аварийные режимы, обусловленные разуплотнением

первого контура

План лекции

1. Вводная часть 5 мин.

2. Основная часть:

2.1. Течи теплоносителя 1-го контура, компенсируемые

системой подпитки-продувки 1-го контура. 55 мин.

2.2. Течи теплоносителя 1-го контура, компенсируемые

системой аварийного ввода бора высокого давления. 55 мин.

2.3. Некомпенсируемые течи 1-го контура. 55 мин.

2.4. Течи теплоносителя 1-го контура во 2-й. 65 мин.

3. Заключительная часть. 5 мин.

Задание на самостоятельное изучение материала – 4 часа.

Действия оператора при различных размерах течи 1-го контура. Литература [19,20].

В результате изучения материала лекции студенты должны:

а) знать:

- возможные причины возникновения перечисленных аварийных ситуаций;

- действия персонала при подобных авариях;

б) уметь предотвратить выход радиоактивных веществ за установленные пределы;

в) быть ознакомленными с физическими основами процессов, протекающих на ЭБ при авариях, связанных с разуплотнением 1-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. Течи теплоносителя 1-го контура, компенсируемые системой подпитки-продувки 1-го контура

В разделе рассматриваются нарушения, связанные с течами теплоносителя 1-го контура через неплотности, причем, размер утечки компенсируется работой одного насоса системы ТК (до 60 т/ч.).

За исходное состояние принимается работа реакторной установки на любом уровне мощности.

В связи с тем, что размер и место утечки является фактором, ограничивающим нормальную работу реакторной установки и вспомогательных систем (например: системы ТК, системы ТF),возможность работы реакторной установки на мощности определяется для каждого конкретного случая.

Кроме того, при утечке более 0,7 т/ч., место течи которой обнаружить невозможно, или утечке более 2,0 т/ч. с известным местом течи персонал обязан приступить немедленно к разгрузке блока и останову реактора с расхолаживанием и параллельно вести поиск течи.

Действия персонала зависят от места течи. Общие признаки нарушения и немедленные действия персонала выделены в следующие варианты:

1 - Течи контролируемых разъёмов основного оборудования 1 контура;

2 - Течи 1-го контура во 2-ой при повреждении трубчатки и коллекторов 1 контура ПГ;

3 - Течи из парового пространства КД (YP10B01);

4 - Течи 1 контура при повреждении уплотнений ГЦН;

5 - Течи 1 контура через обратные клапаны YT11S03,04; YT12S03,04; YT13S03,04; YT14S03,04 в гидроёмкости;

6 - Течи 1 контура в систему TF;

7 - Течи 1 контура через неконтролируемые разъёмы оборудования и при повреждениях трубопроводов и оборудования 1 контура.

Признаки нарушения.

1) Отработка на больше клапанов TK31(32)S02 воздействием регулятора YРС02.

2) Регулятор УРС01 включает в работу дополнительные (по сравнению со стационарным режимом) ТЭН КД YP10W01(02,03,04).

3) Сработка табло сигнализации:

" Разбаланс подпитки-продувки 1 контура"

" Снижение температуры подпиточной воды".

4) При течи теплоносителя 1 к. более 30-35 м3/час блокировкой ТКВ17(35,53) включается резервный насос подпитки ТК21(22,23)Д01,02. В этом случае загорается табло: "АВР сработал".

5) Снижение уровня в ТК10В01.

6) Сохранение неизменными следующих параметров: температуры в холодных и горячих нитках петель 1 контура, уровня в КД, давления в 1 контуре.

7) При течи первого контура в пределах Г.О. повышаются параметры внутри Г.О.: температура, давление, активность.

8) При течи первого контура вне Г.О. повышается уровень в баке спецканализации TZ00B01. Сработка сигнализации затопления трапов. Повышение давления и запаривание помещений, где произошел разрыв.

Действия персонала.

Контролировать работу регуляторов давления 1 контура (ТЭН КД YP10W01-04), уровня в КД ( ТК31,32S02), расхода продувки 1 контура (TK81,82S02).

Контролировать температуру подпиточной воды, подаваемой в первый контур. Температура подпиточной воды не должна отличаться от температуры теплоносителя холодной нитки петель больше, чем на 120⁰С.

Включить TB30D03 на подпитку ТК10В01 боросодержащей водой из ТВ30В01(02) с концентрацией, близкой к текущей в 1 контуре и с качеством, удовлетворяющим нормам подпитки 1 контура. Включить в работу в автоматическом режиме регулятор уровня ТК10В01.

ПРИМЕЧАНИЕ: Если в ТВ30В01(02) нет боросодержащей воды с концентрацией, близкой к текущей в первом контуре, подпитку ТК10В01 вести из бака ТВ30В02(01) с боросодержащей водой, где концентрация Н3ВО3 не менее 16 г/кг и дистиллятом от насосов TN21,22,23D01 из баков ТВ40В01(02). При этом положение регулирующей группы (10 группа ОР СУЗ) ОР СУЗ не должно выходить из регламентного положения.

Перевести АРМ в режим "Н" и проконтролировать переключение ЭГСР турбины в режим "РД1".

Установить величину утечки из 1 контура, для чего использовать:

- Расход от работающего (работающих) насоса ТК21,22,23Д01,02;

- Расход подпитки на 1 контур;

- Расход продувки 1 к.;

- Расходы уплотняющей воды на ГЦН1-4;

- Расходы слива уплотняющей воды ГЦН1-4;

- Падение уровня (величину подпитки) в ТК10В01.

ПРИМЕЧАНИЕ: Учесть, что уровень в ТК10В01 при течи теплоносителя 1 контура с расходом 30 т/час (величина дебаланса подпитки-продувки) приводит к снижению уровня воды в ТК10В01 без его подпитки со скоростью примерно 7 см/мин, а течь теплоносителя 1 контура с расходом 6 м3/час приводит к снижению уровня воды в ТК10В01 без подпитки со скоростью 1,4 см/мин.

Определить величину утечки теплоносителя 1 контура сведением баланса воды, подаваемой и сливаемой из 1 контура.

Уведомить руководство АЭС о наличии утечки теплоносителя 1 контура и приступить:

1) При течи более 2 т/час - немедленно к останову и расхолаживанию реакторной установки в соответствии с "Инструкцией по эксплуатации РУ" с нормальной скоростью, в плановом порядке.

2) При течи менее 2 т/час - к дальнейшему поиску и локализации места течи, при необходимости запросить у главного инженера АЭС разрешение на посещение гермооболочки (через НС АЭС).

При этом проконтролировать герметизацию оболочки:

- Значение разрежения в гермооболочке;

- Закрыть (проконтролировать закрытое состояние) ручной арматуры TZ22S03,04,07,08, TZ42S01,02,05,06.

Проконтролировать параметры среды в гермооболочке:

- Температуру;

- Давление.

Запросить у НС ООС и РБ данные по активности среды в помещениях гермооболочки.

Посещение Г.О. для осмотра разрешается, если вышеперечисленные параметры не отличаются от стационарных и не превышают:

- Температура <=60оC;

- Давление - 0,85-0,99 кгс/см2;

- Относительная влажность <90%;

- Активность - не более 10^-6 Ки/л.

ПРИМЕЧАНИЕ: При определении места течи и при расхолаживании подпитку ТК10В01 осуществлять по существующему алгоритму:

а) Насосом TB30D03 из баков ТВ30В01(02) с концентрацией борной кислоты не менее 16 г/кг;

б) После исчерпания запаса в ТВ30В01(02) подпитывать насосами TB10D02(03,04) из ТВ10В01,02.

Если исчерпан запас воды в ТВ10В01,02 подпитку 1 контура при расхолаживании осуществлять TQ14,24,34D01 и TQ13,23,33D01 из баков TQ13,23,33B01, TQ14,24,34B01, затем из бака ГА-201.

Запросить у НС ОРБ и ООС данные по активностям в помещениях блока и активности технических сред:

- Активности внутри герметичной оболочки;

- Активности выбросов в венттрубу;

- Активности в помещениях обстройки;

- Активности пара в паропроводах от ПГ;

- Активности на выхлопе основных эжекторов турбины;

- Активности продувочной воды ПГ и при наличии активности - опре-

деление течи теплоносителя 1 контура во 2-ой;

- Активности воды системы промконтура, TF;

- Активности технической воды ответственных потребителей и

неответственных потребителей.

Осмотреть трубопроводы и оборудование в помещениях обстройки РО: А025, А027/1-3, А029, А123/1-3, А318, А328 и убедиться в их плотности. Осмотреть помещения КИП А329/1-3.

Проконтролировать закрытое состояние арматуры:

YR01,02,03S01

YR11-41S01, YR12-42S01

YR51,52S01

YR61,62,63S01

YP24S01,02

ТР20S04,05.

Проконтролировать:

- Изменение объёмов поступления трапных вод из гермооболочки, отобрать пробу воды, поступающей из ГО на содержание борной кислоты;

- Открытое положение локализующей арматуры ТР15S01,03, TY10S01,03.

Произвести поочередное отключение высокотемпературных фильтров TC10,20,30,40N01, контролируя значение утечки после отключения одного из фильтров, ввести в работу ранее отключенные исправные фильтры, уведомить руководство АЭС о наличии неплотностей в тракте фильтра TC10 (20,30,40)N01, если такие обнаружены.

При отсутствии изменений утечки после отключения всех фильтров TC10,20,30,40N01 произвести их поочередный ввод в работу.

При обнаружении места течи с расходом менее 2,0 т/час, не приводящей к превышению допустимых значений параметров окружающей среды для помещений, в которых установлено оборудование с течью, а также предельных значений радиоактивного выброса в окружающую среду, продолжить работу на текущем уровне мощности при условии стабилизации параметров и отсутствии развития течи.

При течи на верхнем блоке или главном разъёме реактора немедленно приступить к останову и расхолаживанию реакторной установки независимо от размера течи.

При утечке 1 контура более 0,7 т/час, источник которой не удалось обнаружить в течение 1 часа, уведомить руководство АЭС и приступить по распоряжению НС АЭС к разгрузке блока и останову и расхолаживанию реакторной установки в соответствии с «Инструкцией по эксплуатации реакторной установки».

Течи контролируемых разъёмов основного оборудования 1-го контура.

1) Проверить наличие сигналов по нарушению плотности разъёмов следующего оборудования (УВС, формат УО00М):

а) Реактора: главный разъём, разъёмы чехлов ОР, патрубков ТК, патрубков КНИ;

б) Компенсатора давления: разъёмов ТЭН, люка-лаза;

в) Высокотемпературных фильтров TC10,20,30,40N01;

г) Коллекторов парогенераторов.

2) После получения данных по активности сопоставить их с имеющимся сигналом для подтверждения места течи.

3) При течи главного разъёма через наружную прокладку или разъемов на верхнем блоке (внутренние прокладки приводов СУЗ, выводов ТК и КНИ) уведомить руководство АЭС и приступить к разгрузке блока и останову и расхолаживанию РУ в соответствии с "Инструкцией по эксплуатации реакторной установки".

ПРИМЕЧАНИЕ: При появлении течи через внутреннюю прокладку главного разъёма и сохранении плотности наружной прокладки реактор должен быть остановлен в срок, определяемый главным инженером АЭС (первым заместителем директора) или заместителем директора по производству и технологии.

4) При течи разъёма одного из фильтров СВО-1:

а) Закрыть соответствующую арматуру: TC10S04, TC10S01,02, TC20S04, TC20S01,02, TC30S04, TC30S01,02, TC40S04, TC40S01,02;

б) Убедиться, что утечка теплоносителя прекратилась;

в) Уведомить руководство АЭС о выявленной неплотности разъёма высокотемпературного фильтра и продолжить работу на текущем уровне мощности. Поврежденная нитка СВО-1 выводится из работы до очередного планового ремонта (перегрузки), а соответствующая петля работает без очистки.

5) При течи разъёмов коллекторов ПГ:

а) Допускается ограниченная, не более 72 часов, эксплуатация парогенератора с последующим переуплотнением люка при нарушении герметичности только одной из прокладок - первой или второй - в фланцевом соединении люка коллектора 1 контура. Линия протечек при этом должна быть открыта, давление в МПП не более 20 кгс/см2.

При нарушении герметичности только первой прокладки давление в системе МПП может повышаться до рабочего давления 1 контура. При нарушении герметичности только второй прокладки давление в МПП может повышаться до рабочего давления 2 контура (при закрытой линии протечек);

б) Не допускается эксплуатация парогенератора при течах через обе прокладки люка 1 контура.

При обнаружении наличия давления в МПП и повышении активности продувочной воды ПГ уведомить руководство АЭС и приступить к останову и расхолаживанию РУ в соответствие с "Инструкцией по эксплуатации РУ".

Парогенератор необходимо вывести из работы в течение не более одной смены. Люк переуплотняется.

6) При нарушении плотности остальных разъёмов в случае, если место течи известно и расход утечки не превышает 2 т /час, уведомить руководство АЭС и продолжать работу на текущем уровне мощности.

ПРИМЕЧАНИЕ: При превышении нижеприведенных значений верхней регламентной границы проектных пределов нормальной эксплуатации по контролю плотности люков персонал обязан выполнить осмотры оборудования (по ПГ - выполнить анализ активности продувочной воды) для установления факта течи (или её отсутствия) через уплотнения люков. В случае течи (определяется по признакам п. 29.2. и по результатам осмотра) через обе прокладки уплотнения люков, определить величину утечки и действовать в соответствии с п.29.1.

Наименование люков	ВРГ пределов нормальной эксплуатации
Контроль плотности люков ПГ	>30 кгс/см2
Контроль плотности люков КД	>25 кгс/см2
Контроль плотности разъёмов ТЭН КД	>25 кгс/см2
Контроль плотности разъёма ГЦН	>25 кгс/см2
Контроль плотности люка ГЕ САОЗ	>25 кгс/см2

Течи теплоносителя I контура в систему промконтура TF.

Наиболее характерны следующие причины течи 1-го контура в систему промконтура TF:

- нарушение теплообменной поверхности доохладителя продувки I контура TK80W02;

- нарушение теплообменной поверхности теплообменников автономного контура и запирающей воды ГЦН1(2-4);

- нарушение теплообменной поверхности холодильников отбора проб.

Ниже рассмотрен режим нарушения теплообменной поверхности доохладителя продувки I контура, как режим с наиболее неблагоприятными последствиями (Возможна течь величиной 100т/час, а также потеря системы промконтура).

Признаки нарушения (дополнительные):

1) Повышение температуры воды промконтура после ТК80W02, перед теплообменником TF21(22)W01- TF15T01, TF20T01, УВС.

2) Повышение температуры подпиточной воды после РТО из-за повышенного расхода продувки - TK40T01, УВС.

3) Повышение температуры продувочной воды после TK80W02 - TK80T01, УВС.

4) Повышение активности воды в системе TF.

5) Повышение уровня воды в дыхательном баке промконтура TF10B01 - TF10L01, УВС.

Развитие переходного процесса.

1) В результате образования неплотности теплообменной поверхности TK80W02 теплоноситель I контура начинает вытекать в систему промконтура.

2) Температура воды промконтура после TK80W02, перед TF21(22)W01 начинает расти.

ПРИМЕЧАНИЕ: При возрастании температуры воды после TF21(22)W01 более 70оС идет отключение насосов TF31(32,33)Д01 с запретом АВР и потеря системы промконтура.

3) Расход воды промконтура после TK80W02 увеличивается, УВС TF00M2.

4) Температура подпиточной воды после TK80W01 увеличивается - TK40T01, УВС.

5) Температура продувочной воды после TK80W02 увеличивается, при ее достижении величины 58оС производится перевод работы фильтров СВО-2 на байпас: открывается TE00S01, закрываются TE10(20)S02,S14 - НУ11.

6) Регулирующие клапаны TK31S02 и TK32S02 открываются последовательно воздействием на них регулятора УРС02 - НУ56.

7) В зависимости от размера течи, возможно:

- Увеличение расхода подпиточной воды до 65м3/час, что вызывает включение резервного подпиточного насоса TK21(22,23)Д01,02 - НУ10. При этом срабатывает табло сигнализации: "АВР сработал" - НУ10;

- Сработка АЗ реакторной установки по фактору снижения давления в первом контуре ниже 148(140)кгс/см2 или по фактору снижения уровня в КД менее 460 см.

ВНИМАНИЕ! При сработке АЗ РУ течь первого контура в TK80W02 будет квалифицироваться, как течь до 200т/час, некомпенсируемая работой насосов подпитки I контура. Действия персонала определяются п.29.4.6.3 по отсечению места течи или разделом 30, если течь персонал отсечь не смог.

8) Уровень в ТК10В01 уменьшается - НУ12, TK10L01, УВС.

9) Уровень в TF10B01 увеличивается и когда он достигнет точки перелива (118см), вода промконтура начинает вытекать в гермооболочку в систему спецканализации TZ. Скорость заполнения монжюса спецканализации TZ00B03 увеличивается УВС, TF10L01, TZ00L10.

ПРИМЕЧАНИЕ:

а) При закрытии локализующей арматуры TK80S01,02,03 течь первого контура не прекращается;

б) Если закрыть только задвижку TK80S08, будет наблюдаться течь из промконтура в систему продувки I контура с увеличением уровня в TK10B01, снижением концентрации борной кислоты в I контуре, открываем задвижки TN40S01 , а при сильной течи срыв работы насосов промконтура TF31(32,33)Д01. При потере промконтура оперативный персонал действует в соответствии с разделом 36.

10) Растет активность воды промконтура выше эксплуатационного предела (> 5710(-8) Кu/л).

11) Оперативный персонал определяет место течи I контура, просмотрев форматы УВС YР00V1, ТQ11-31М, ТК00М1,М2,М3, YА00М, YC00М, ТZ00М, ТF00М, ТF00М1,М2, ТС10М; ТС20М, ТЕ10(20)М, а также по:

- повышению температуры промконтура после ТК80W02-ТF15Т01;

- повышению температуры промконтура перед ТF21(22)W01-ТF20Т01;

- повышению температуры подпиточной воды после ТК80W01-ТК40Т01;

- повышению температуры продувочной воды после ТК80W01-ТК80Т01;

- повышению уровня в дыхательном баке промконтура ТF10В01 до перелива;

- увеличенной скорости заполнения монжюса спецканализации;

- повышению расхода воды промконтура после ТК80W02 до 170 т/час.

Возможно повышение давления в трубопроводе ТF до срабатывания ПК.

- увеличению активности воды промконтура выше предела нормальной

эксплуатации (более 5…10,8 Ки/л).

12) Персонал обязан выполнить технологические переключения по локализации поврежденного теплообменника: закрыть ТК80S08, затем закрыть ТF15S01,03.

ПРИМЕЧАНИЕ: ТК81,82S01,02 закрывать нельзя, т.к. перед ТК80W02 врезаны сливы гидроциклонов грубой очистки ГЦН, а также во избежание увеличения давления на поврежденном участке.

13) После прекращения течи I контура свободного объёма в КД хватает для подачи в I контур 40 т раствора бора с концентрацией 40 г/л,

а это дает возможность начать расхолаживание РУ согласно Приложения N3.

Действия персонала.

1) По признакам нарушение, после просмотра фрагментов УВС YР00М1, ТК00М1,М2,М3, ТQ11-31М, УА00М, УС00М определить течь теплоносителя I контура. По балансу подпитки продувки I контура определить размер течи I контура.

2) При увеличении подпитки I контура выше 65 т/час проконтролировать включение резервного подпиточного насоса ТК21(22,23)D01,02.

3) Приступить к разгрузке и останову РУ. Включить на всас работающих подпиточных насосов ТВ10D02-04 для подачи борного раствора в I контур. Зафиксировать уровень в ТВ10В01(02) для количества поданного в I контур раствора бора.

4) Дать команду НС ООТиТБ проконтролировать изменение радиационной обстановки на блоке. Дать распоряжение НРУ осмотреть трубопроводы подпитки-продувки в помещениях обстройки Р.О.

5) По признакам нарушения определить повреждение теплообменной поверхности доохладителя продувки I контура TK80W02.

6) Произвести отсечение места течи закрытием арматуры TK80S08, затем TF15S01,03 - НУ11. Проконтролировать прекращение течи I контура.

7) Уведомить руководство АЭС. Приступить к созданию условий для расхолаживания РУ в соответствии с требованиями "Инструкции по эксплуатации РУ" со следующими особенностями:

а) Отсутствует расход продувки I контура, температура подпитки составляет 40 - 60оС.

б) Оперативный персонал при расхолаживании выполняет указания раздела 37 с использованием Приложения 3.

в) ВИУР контролирует включение насосов ТВ10Д02(03,04) на всас работающего подпиточного насоса.

8) При течи теплообменников ГЦН оперативный персонал дополнительно отсекает место течи по I контуру и по TF и отключает (контролирует отключение) соответствующего ГЦН. Приступить к останову и расхолаживанию РУ. Закрыть соответствующую арматуру TK51(52-54)S01,02,03,04,05 отключенного ГЦН.

9) При повреждении теплообменников отбора проб персонала контролирует отключение (отключает) холодильников отбора проб по I контуру, отключает поврежденный теплообменник по промконтуру соответствующей арматурой TV31(41,51)S02, TV11S31,32. Убедиться, что утечка теплоносителя прекратилась. Продолжить эксплуатацию блока на текущем уровне мощности.

2. Течи теплоносителя 1-го контура, компенсируемые системой аварийного ввода бора высокого давления

В разделе рассматриваются аварии, связанные с нарушениями плотности 1 контура и истечением теплоносителя с расходом до 200 т/час. Указанные расходы характерны для течей теплоносителя 1 контура эквивалентным диаметром менее 30 мм. При рассматриваемой величине утечки опорожнения КД и срабатывания емкостей САОЗ не происходит.

Примерами подобных аварий могут быть:

1) Течи теплоносителя I контура эквивалентным диаметром менее 30 мм при истечении в гермооболочку (Повреждение трубопроводов подпитки-продувки 1 контура в виде полного разрыва после ограничительных вставок со стороны первого контура. Полный разрыв трубопроводов СВО-1 после ограничительных вставок. Такая течь эквивалентна разрыву Ду32 с двухсторонним истечением теплоносителя 1 контура. Повреждение доохладителя продувки 1 контура ТК80W02 с возникновением течи теплоносителя 1 контура из линии продувки через ТК80W02 в промконтур с расходом до 100 т/час и т.д.).

2) Течи теплоносителя I контура при разрыве трубопроводов любого диаметра вне гермооболочки (Разрыв трубопровода продувки первого контура на участке между локализующей группой ТК80S01,02,03 и арматурами СВО-2 с одновременным открытием ТК81,82S02. Течь при разрыве трубопровода подпитки вне герметичной оболочки между ТК31,32S02 и локализующей группой ТК40S01,02,03 при отказе в закрытии обратного клапана ТК40S18). Истечение в этом случае происходит до сработки защиты "dts<10^оC" с посадкой локализующей арматуры. После посадки локализующей арматуры истечение теплоносителя прекращается.

За исходное состояние принимается работа установки на любом уровне мощности.

В связи с тем, что расход от насосов TQ13,23,33Д01 может быть обеспечен при давлении 1 контура менее 110 кгс/см² и после автоматического включения насосов защитой вручную, персонал обязан, после установления факта утечки теплоносителя 1 контура с расходом, некомпенсируемым работой подпиточных агрегатов ТК21,22,23Д01,02 (свыше 80 т/ч), проконтролировать работу АЗ реакторной установки, запуск механизмов каналов СБ защитой "dts<10^оC", работу TQ13,23,33Д01 по обеспечению компенсации течи, обеспечить расхолаживание РУ.

Температура I контура зависит от соотношения величины остаточных тепловыделений и величины тепла, уходящего в течь плюс тепла для нагрева борной кислоты, подаваемой в контур с температурой 20^оС. Стабильная температура будет, если эти величины равны. Поэтому критическим параметров будет являться величина течи.

Основные признаки аварии

1) Резкое снижение давления и уровня в КД.

2) Отработка на больше клапанов ТК31(32)S02 регулятором УРС02 до полного открытия клапанов.

3) Блокировкой ТКВ17(35,53) включается резервный подпиточный насос ТК21(22,23)Д01,02.

4) Сработка табло сигнализации: