Вопрос 1. Нарушения условий охлаждения активной зоны по 1 контуру.

Лекция 7. Нарушение теплоотвода от активной зоны

 

 

Нарушение теплоотвода от активной зоны реактора может воз­никнуть в результате частичного или полного прекращения принудительной циркуляции теплоносителя 1-го контура вследствие отключения одного или нескольких (всех) ГЦН.

Отключение ГЦН. Возможны различные комбинации отключения ГЦН - от одного до всех четырех. Причинами отключения ГЦН могут быть механические повреждения ГЦН и обслуживающих их систем, неисправности в схемах электроснабжения ГЦН, нарушения в це­пях управления и системах измерения параметров, а также в результа­те ошибочных или обоснованных отключений ГЦН операторами.

Основными признаками данной аварийной ситуации являются:

-снижение перепада давления на отключившемся ГЦН и на реакторе;

-кратковременный рост температуры на выходе TBC;

-кратковременный рост температуры в горячих нитках 1-го контура;

-кратковременный рост давления в 1-м контуре и уровня в КД;

-срабатывание защит, автоматики и сигнализации.

При отключении одного или двух ГЦН с интервалом между от­ключениями более 70 с происходит разгрузка реактора устройством РОМ или в результате срабатывания ускоренной разгрузки блока (УРБ) до допустимого значения:

67 % N_H0M— если в работе остались три ГЦН;

50^%N_H0M— если в работе остались два противоположных ГЦН;

40 % N_H0M— если в работе остались два смежных ГЦН.

При одновременном отключении трех из четырех ГЦН или двух ГЦН с интервалом между отключениями менее 70 с происходит срабатывание аварийной защиты реактора.

В случае частичного прекращения (сокращения) принудительной циркуляции теплоносителя 1-го контура (в работе остаются один и более ГЦН) действия операторов должны быть направлены на контроль или дублирование срабатывания предупредительных защит реактора - ПЗ-1 (РОМ) или УРБ, после срабатывания которых дей­ствия операторов направлены на стабилизацию мощности и основ­ных параметров энергоблока. Теплоотвод остаточных тепловыделений от активной зоны реактора производится принудительной цир­куляцией оставшихся в работе ГЦН и работой ПСУ 2-го контура.

В случае полного прекращения принудительной циркуляции теп­лоносителя 1-го контура (отключения всех ГЦН) действия операто­ров должны быть направлены на контроль или дублирование сраба­тывания аварийной защиты реактора. Дальнейшие действия опера­торов направлены на стабилизацию состояния энергоблока. Теплоотвод остаточных тепловыделений производится за счет естественной циркуляции теплоносителя 1-го контура и теплоотвода со стороны 2-го контура в результате работы ПСУ 2-го контура.

Заклинивание или обрыв вала ГЦН. Практически полное мгновенное прекращение расхода по одной из работающих петель 1-го контура может быть вызвано заклиниванием ротора ГЦН или расцеплением (обрывом) валов электродвигателя и насосного агре­гата ГЦН, что приводит к резкому ухудшению теплоотвода от актив­ной зоны реактора.

Основными признаками данной аварии являются:

-резкое снижение перепада давления на аварийном ГЦН и на реакторе;

-снижение нагрузки электродвигателя аварийного ГЦН до уровня холостого хода;

-заметный кратковременный рост температуры на выходе TBC;

-рост температуры в горячих нитках 1-го контура;

-рост давления в 1-м контуре и уровня в КД;

-резкое снижение уровня в ПГ аварийной петли из-за уменьшения объемного паросодержания воды в ПГ с последующим восстановлением;

-срабатывание защит, автоматики и сигнализации.

В результате данной аварии происходит автоматическое срабатывание аварийной защиты реактора по фактору «Снижение перепада давления на ГЦН с 4 до 2,5 кгс/см² за время менее 5 с». После сни­жения давления в ГПК до 56 кгс/см² происходит закрытие стопор­ных клапанов турбины и последующее (через 2 мин) отключение турбогенератора от энергосистемы.

Действия операторов направлены на перевод реактора в глубоко подкритичное состояние, отключение электродвигателя поврежденного ГЦ Н,обеспечение теплоотвода через 2-й контур и перевод РУ в состояние холодного останова. В процессе останова РУ производится радиохимический анализ теплоносителя 1-го контура для контроля состояния ТВЭЛ и выполняются действия направленные на локализацию выделившейся в теплоноситель активности в случае повреж­дения топлива и исключение распространения радиоактивности в окружающую среду через вентсистемы энергоблока.

Повторный пуск реакторной установки разрешается после устра­нения повреждения ГЦН и проведения контроля состояния целостности топлива.

 

Вопрос 2. Нарушение теплоотвода со стороны 2-го контура

 

Нарушение теплоотвода от активной зоны реактора может возникнуть в результате частичного или полного прекращения отвода тепла от 1-го контура через 2-й контур вследствие отключения тур­бины или генератора, закрытия БЗОК или отключения ТПН.

Отключение турбины или генератора. Отключение турбины или генератора является причиной прекращения отбора пара от всех парогенераторов и ухудшения теплоотвода от 1-го контура со стороны 2-го контура. Причинами отключения турбины или генератора могут быть механические повреждения турбины или генерато­ра, их вспомогательных систем, неисправности в схемах электро­снабжения энергоблока, нарушения в цепях управления и системах измерения параметров, а также нарушения в результате ошибочных или обоснованных отключений операторами.

Основными признаками данной аварийной ситуации являются:

-мгновенное снижение электрической мощности энергоблока до нуля;

-разгрузка реактора действием УРБ и РОМ;

-снижение подогрева теплоносителя по петлям 1-го контура;

-кратковременный рост и последующее снижение основных параметров 1-го и 2-го контуров - температуры и давления в 1-м контуре, уровня в КД, температуры и давления во 2-м контуре;

-резкое снижение уровней в ПГ из-за снижения объемного паросодержания воды в ПГ с последующим восстановлением;

-срабатывание защит, автоматики и сигнализации.

В результате данной аварийной ситуации происходит автоматиче­ское срабатывание ускоренной разгрузки блока (УРБ) и устройства РОМ, снижение мощности реактора до уровня 40% N_ном. При повы­шении давления во 2-м контуре до уставок открытия происходит кратковременное срабатывание ПСУ 2-го контура: БРУ-К и БРУ-А.

Действия операторов направлены на контроль и дублирование срабатывания основных защит и автоматики энергоблока (УРБ, РОМ, АРМ, ЭГСР, основных регуляторов), стабилизацию парамет­ров энергоблока на новом уровне мощности, обеспечение теплоотвода через 2-й контур. Одной из основных операций оператора реактора является восстановление регламентного положения ОР СУЗ после срабатывания УРБ и РОМ и компенсация отравления активной зоны ¹³⁵Хе и выравнивание поля энерговыделения. В случае потен­циальной задержки с пуском турбины или генератора, связанной с выяснением причины отключения или характером неисправности, операторы производят ручной перевод реактора на минимальный уровень мощности менее 5%N_H0M.

Ложное закрытие БЗОК. Закрытие одного или нескольких БЗОК является причиной прекращения отбора пара от одного или несколь­ких парогенераторов и ухудшения теплоотвода от 1-го контура со стороны 2-го контура. Причинами закрытия БЗОК могут быть меха­нические повреждения БЗОК или арматуры их схемы соединения, ложное срабатывание разрывных защит 2-го контура, нарушения в цепях управления БЗОК или арматуры их схемы соединения, а также в результате ошибочных или обоснованных действий операторов.

Основными признаками данной аварийной ситуации являются:

-отключение ГЦН петли с закрывшемся БЗОК;

-снижение электрической мощности энергоблока до уровня, соот­ветствующего уровню оставшихся в работе петель;

-резкий рост давления в ПГ с закрывшемся БЗОК, срабатывание БРУ-А или ИПУ ПГ;

-разгрузка реактора действием ПЗ-1 по повышению давления в ПГ более 72 кгс/см² или срабатывание аварийной защиты реактора по фактору «Увеличение давления в паропроводе ПГ более 80 кгс/см²»;

-срабатывание защит, автоматики и сигнализации.

В результате медленного закрытия БЗОК (неисправность армату­ры в схеме соединения БЗОК) давления в соответствующем ПГ по­вышается, при повышении давления в ПГ более 72 кгс/см² действи­ем защиты ПЗ-1 реактор разгружается, снижение мощности ТГ про­исходит от ЭГСР в режиме поддержания давления в ГПК, в зависи­мости от скорости закрытия БЗОК может кратковременно срабаты­вать БРУ-А при повышении давления в паропроводе ПГ до уставки открытия.

В результате быстрого закрытия БЗОК (ложное срабатывание разрывных защит 2-го контура) происходит резкое повышение давления в соответствующем ПГ, при повышении давления в ПГ более уставок открытия срабатывает БРУ-А или ИПУ ПГ, при достижении уставки срабатывает АЗ реактора по фактору «Увеличение давления I паропроводе ПГ более 80 кгс/см²»;

Действия операторов направлены на контроль и дублирование срабатывания основных защит и автоматики энергоблока (ПЗ, АЗ, ЭГСР, основных регуляторов 2-го контура). В случае медленного закрытия БЗОК и разгрузки энергоблока — операторы стабилизируют параметры энергоблока на новом уровне мощности, восстанавливают регламентное положение ОР СУЗ после срабатывания ПЗ-1, компенсацию отравления активной зоны ¹³⁵Хе и выравнивание поля энерговыделения. В случае быстрого закрытия БЗОК и срабатывания АЗ — операторы переводят реактор в глубоко подкритичное состояние и поддерживают РУ в состоянии горячего останова. Теплоотвод отактивной зоны реактора производится через БРУ-А или БРУ-К.

Прекращение подачи питательной воды в ПГ. Частичное или полное прекращение подачи питательной воды в ПГ может произойти в результате закрытия арматуры на линии подачи питательной воды в ПГ, неисправности автоматики поддержания уровня в ПГ или отключения ТПН. В результате этого может быть частично или полностью нарушен теплоотвод со стороны 2-го контура.

Основными признаками данной аварийной ситуации являются:

-снижение расхода питательной воды к ПГ;

-снижение уровня в ПГ;

-отключение ГЦН при снижении уровня ПГ менее (-) 500мм;

-срабатывание РОМ (при отключении ГЦН), УРБ (при отключе­нии одного ТПН) или АЗ (при снижении уровня в любом из ПГ менее (-) 650мм или отключении двух ГЦН и более);

-снижение подогрева на реакторе и основных параметров 1-го контура (температуры 1-го контура, уровня в КД);

-срабатывание защит, автоматики и сигнализации. В результате закрытия арматуры на линии подачи питательной воды в ПГ или неисправности автоматики поддержания уровня в ПГ происходит снижение уровня в ПГ, по фактору «Снижение уровня в ПГ менее (-) 500 мм» отключается ГЦН соответствующей петли, по отключению ГЦН происходит разгрузка реактора устройством РОМ, разгрузка ТГ производится устройством ЭГСР в режиме под­держания давления в ГПК.

Действия операторов направлены на контроль и дублирование срабатывания основных защит и автоматики энергоблока (РОМ, ЭГСР, основных регуляторов), на стабилизацию основных парамет­ров энергоблока на новом уровне мощности, на восстановление рег­ламентного положения ОР СУЗ после разгрузки реактора, компенса­цию отравления активной зоны ¹³⁵Хе и выравнивание поля энерго­выделения. Поддержание уровня в ПГ с отказавшей арматурой или регулятором производится либо по пуско-остановочной линии, либо от системы аварийной питательной воды.

В случае отключения одного или двух работающих ТПН происходит срабатывание УРБ (при мощности более 75 % N_ном) или РОМ (при мощности менее 75 % N_ном) и разгрузка реактора до 50 % N_H0M, если отключился один ТПН, или до 5 % N_H0M, если отключились два ТПН. Разгрузка ТГ производится устройством ЭГСР в режиме поддержания давления в ГПК. При снижении уровня в ПГ менее (-) 500 мм отклю­чается ГЦН соответствующей петли. В случае снижения уровня в любом из ПГ менее (-) 650 мм или отключения двух и более ГЦН происходит срабатывание АЗ реактора.

Действия операторов направлены на контроль и дублирование срабатывания основных защит и автоматики энергоблока (АЗ, УРБ, 14)М, ЭГСР, основных регуляторов), стабилизацию основных пара­метров энергоблока на новом уровне мощности, восстановление рег­ламентного положения ОР СУЗ после разгрузки реактора, компенса­цию отравления активной зоны ¹³⁵Хе и выравнивание поля энерговыделения.

В случае срабатывания АЗ операторы переводят реактор в глубоко подкритичное состояние и поддерживают РУ в состоянии горячего останова. Поддержание уровня в ПГ после отключения одного из ТПН производится оставшемся в работе ТПН в режиме максимального расхода и включением дополнительно вспомогательных насосов ВПЭН. При отключении двух ТПН поддержание уровня в ПГ производится от вспомогательных насосов ВПЭН или от аварийных питательных насосов АПЭН.

Увеличение теплоотвода со стороны 2-го контура может воз­никнуть в результате нерегулируемого отбора пара от ПГ, обусловленного его истечением через отказавшее в открытом положении предохранительное устройство 2-го контура или в результате разрыва трубопроводов 2-го контура (трубопроводов питательной воды или паропроводов).

Отказ предохранительного устройства 2 -го контура в открытом положении. Отказ БРУ-А, БРУ-К или ИПУ ПГ в открытом положении может произойти в результате их механических поврежде­ний после реального срабатывания, ложного срабатывания автоматики или нарушений в цепях управления и системах измерения пара­метров, а также в результате ошибочных или обоснованных действий операторов.

Основными признаками данной аварийной ситуации являются следующие:

-устойчивое снижение давления во 2-м контуре и стабилизация его на более низком уровне;

-открытое положение предохранительного сбросного устройства или отсутствие показаний положения;

-снижение основных параметров 1-го контура (давления и температуры 1-го контура, уровня в КД);

-снижение нагрузки ТГ;

-повышение мощности реактора;

-несоответствие между тепловой мощностью реактора и электри­ческой нагрузкой ТГ;

-повышение (по сравнению с другими петлями) подогрева по петлям и расхода питательной воды к ПГ;

-снижения уровня в деаэраторах 2-го контура;

-срабатывание защит, автоматики и сигнализации.

В результате отказа предохранительного сбросного устройства 2 контура в открытом положении происходит снижение параметров 2-го и 1-го контуров (температуры и давления), рост мощности реактора вследствие отрицательного температурного коэффициента. Увеличение мощности реактора приводит к срабатыванию АРМ или ПЗ-1 (РОМ) на понижение мощности. Снижение давления во 2-м контуре приводит к снижению нагрузки турбогенератора в режиме поддержания давления в ГПК. Истечение пара в атмосферу (при срабатывании БРУ-А или ИПУ ПГ) приводит к потере уровня в деаэра­торах 2-го контура, что потенциально угрожает отключению ТПН (ВПЭН) и потере теплоотвода со стороны 2-го контура.

Действия операторов в данной ситуации направлены на контроль и дублирование срабатывания основных защит и автоматики энерго­блока (АРМ, ПЗ, РОМ, ЭГСР, основных регуляторов), подпитку де­аэраторов 2-го контура и закрытие отказавшего в открытом положе­нии предохранительных сбросных устройств. Если БРУ-А или ИПУ ПГ закрыть не удается, операторы останавливают реактор от ключа АЗ и производят локализацию аварийного ПГ: отключение соответ­ствующего ГЦН и отключение аварийного ПГ по питательной воде и пару. После срабатывания АЗ операторы переводят реактор в глубо­ко подкритичное состояние и приступают к переводу РУ в состояние холодного останова для устранения неисправности предохранитель­ных сбросных устройств.

В случае отказа в открытом положении БРУ-К действия персона­ла определяются соответствием скорости снижения мощности ТГ и количеством истекающего через БРУ-К пара (количеством открытых БРУ-К). Если ЭГСР разгрузкой ТГ не компенсирует снижение давле­ния в ГПК, то при снижении давления в ГПК менее 51 кгс/см² про­исходит закрытие СК турбины. В случае невозможности закрытия БРУ-К операторы останавливают реактор от ключа АЗ и производят локализацию всех ПГ по пару закрытием БЗОК. Далее реактор пере­водится в глубоко подкритичное состояние, а РУ переводится в со­стояние «холодный» останов для устранения неисправности БРУ-К.

Разрывы 2 -го контура. Нерегулируемый отбор пара от ПГ мо­жет произойти в результате разрыва трубопроводов питательной во­ды или паропроводов. Характер протекания процессов во всех слу­чаях однотипен. Однако конечное состояние РУ и энергоблока в це­лом определяется размером течи и местом разрыва.

Основными признаками данной аварии являются следующие:

-резкое снижение давления во 2-м контуре или в конкретном ПГ;

-снижение основных параметров 1-го контура (давления и темпе­ратуры 1-го контура, уровня в КД);

-снижение нагрузки ТГ или закрытие СК ТГ;

-повышение мощности реактора или останов реактора отАЗ вследствие срабатывания разрывной защиты 2-го контура;

-несоответствие между тепловой мощностью реактора и электри­ческой нагрузкой ТГ;

-срабатывание разрывной защиты 2-го контура по каналам систем безопасности;

-повышение (по сравнению с другими петлями) подогрева по пет­лям и расхода питательной воды к ПГ;

-снижения уровня в деаэраторах 2-го контура;

-срабатывание защит, автоматики и сигнализации.

В результате нерегулируемого, но незначительного истечения пара (воды) через разрыв 2-го контура (течь не приводит к срабатыванию разрывных защит 2-го контура) происходит снижение параметров 2-го и 1-го контуров (температуры и давления), рост мощности реактора вследствие отрицательного температурного коэффициента. Увеличение мощности реактора приводит к срабатыванию АРМ или ПЗ-1 (РОМ) на понижение мощности. Снижение давления во 2-м контуре приводит к снижению нагрузки турбогенератора в режиме поддержания давления в ГПК.

Действия операторов в данной ситуации направлены на контроль и дублирование срабатывания основных защит и автоматики энерго­блока (АРМ, ПЗ, РОМ, ЭГСР, основных регуляторов) и на диагностику отказа. При установлении факта разрыва 2-го контура опера­торы пытаются локализовать место течи и приступают к останову энергоблока и переводу РУ в состояние холодного останова. Если место течи локализовать не удается или течь угрожает повреждению оборудования или жизни персонала, операторы останавливают реак­тор от ключа АЗ, переводят реактор в глубоко подкритичное состоя­ние и приступают к переводу РУ в состоянии холодного останова для устранения течи.

В результате нерегулируемого, но значительного истечения пара (воды) через разрыв 2-го контура, приводящего к срабатыванию раз­рывных защит 2-го контура (АЗ и СБ) и локализации места течи, происходит отсечение от течи всех ПГ по пару с отключением ГЦН.

Действия операторов в данной ситуации направлены на контроль и дублирование срабатывания основных защит и автоматики энергоблока (АЗ, СК ТГ, разрывных защит 2-го контура, основных регуляторов) и на диагностику отказа. При установлении факта разрыва 2-го контура операторы контролируют срабатывание АЗ реактора и механизмов СБ, проверяют локализацию места течи (поврежден­ною ПГ) по пару, переводят реактор в глубоко подкритичное состоя­ние и приступают к переводу РУ в состояние холодного останова и устранения течи. Расхолаживание РУ осуществляется сбросом пара из ПГ через БРУ-А или ИПУ ПГ в режиме естественной циркуляции теплоносителя 1-го контура.

В результате нерегулируемого, но значительного истечения пара (поды) через разрыв 2-го контура, приводящего к срабатыванию раз­рывных защит 2-го контура (АЗ и СБ), но невозможности локализации места течи, происходит резкое и нерегулируемое расхолаживание РУ.

Действия операторов в данной ситуации направлены на контроль и дублирование срабатывания основных защит и автоматики энерго­блока (АЗ, СК ТГ, разрывных защит 2-го контура, основных регуля­торов) и на диагностику отказа. При установлении факта разрыва 2-го контура операторы контролируют срабатывание АЗ реактора и механизмов СБ, проверяют локализацию места течи (поврежден­ного ПГ) по питательной воде и отключение ГЦН, переводят реактор в глубоко подкритичное состояние и приступают к переводу РУ в состояние холодного останова для устранения течи. Расхолажива­ние РУ осуществляется через неповрежденные ПГ.

Принципиальное отличие имеет разрыв 2-го контура в ГО, в ре­зультате которого возможно срабатывание защиты по повышению давления в ГО и локализация ГО. По причине локализации вспомо­гательных систем ГЦН (в частности подачи масла) происходит от­ключение всех ГЦН, и расхолаживание РУ в данном случае осуще­ствляется в режиме естественной циркуляции теплоносителя 1-го контура.