5.4.1 Вводная часть

В разделе рассматривается практически мгновенное прекращение подачи питательной воды на все ПГ YB10,20,30,40W01 от ТПН RL31,41D01, RL32,42D01 при работе установки на номинальном уровне мощности в результате разрыва трубопровода питательной воды до обратных клапанов ТХ41-44S03 вне герметичной оболочки.

При наличии разрыва трубопровода питательной воды персонал обязан ключом АЗ заглушить реактор, закрыть СК турбины, ввести раствор борной кислоты в I контур и расхолодить установку. Подача питательной воды в ПГ в этом случае осуществляется по линии аварийной питательной воды от насосов ТХ10,20,30D01.

Изменения состояния блока в момент нарушения (приложение 5).

5.4.2 Действия персонала

1. Проконтролировать закрытие СК приводных турбин ТПН SА51,52 по фактору понижения давления на напоре ТПН или увеличения расхода G>4500м3/час.

2. Проконтролировать закрытие СК турбины по фактору отключения последнего ТПН. Выполнить «типовые» действия в соответствии с приложением №3 документа «Действия при закрытии СК турбины».

3. Проконтролировать срабатывание автоматической ускоренной разгрузки блока. Выполнить «типовые» действия в соответствии с приложением №2 документа «Действия при УРБ».

4. Доразгрузить РУ ключом ПЗ-1 до МКУ.

5. Организовать максимальную подпитку 2 контура ХОВ. При снижении уровня в конденсаторе турбины ниже 200мм, уведомить персонал БПУ, ключом АЗ заглушить реактор. Выполнить «типовые» действия в соответствии с приложением №1 документа «Типовые действия при АЗ».

6. Проконтролировать открытие БРУ-К RC11,12S01,02 и при повышении Рп>7,3МПа (73кгс/см2) открытие БРУ-А ТХ50,60,70,80S05, снижение давления, закрытие БРУ-А при Рп<6,8МПа (68кгс/см2) и поддержание Рп<6,4МПа (64кгс/см2) работой БРУ-К.

7. Проконтролировать включение ВПЭН RL51,52D01 по фактору закрытия СК приводных турбин ТПН.

8. При уровне в конденсаторе турбины ниже 200мм закрыть арматуру на питательной воде: ТХ41(42,43,44)S01(02) «поврежденного» ПГ (если он определен) или поочередно всех. Убедиться в стабилизации и росте уровня в конденсаторе турбины.

9. Включить насосы (проконтролировать включение при уровне в ПГ ниже 1350мм) ТХ10,20,30D01 и подать воду в ПГ.

10. Открыть ТХ10,20,30S08 и периодически производить подпитку баков ХОВ ТХ10,20,30В01.

11. Перевести ТК31(32)S02 и ТК81(82)S02 в режим дистанционного регулирования и установить максимальный расход подпитки-продувки I контура.

12. Контролировать поддержание уровней в ПГ, при уменьшении уровня в любом ПГ YB10(20,30,40)W01 до 1750мм отключается соответствующий ГЦН YD10(20,30,40)D01. При отключении ГЦН выполнить «типовые» действия в соответствии с Приложением 6 (действия при отключении ГЦН). При отключении последнего работающего ГЦН выполнить «типовые» действия в соответствии с приложением №7 документа «Типовые действия при ЕЦ».

13. Контролировать стабилизацию параметров реакторной установки.

14. Произвести осмотр трубопроводов питательной воды и определить место повреждения, осмотр производить после обеспечения условий безопасности. Локализовать поврежденный участок питательного трубопровода закрытием ближайшей запорной арматуры, установить ограждения и вывесить предупреждающие плакаты. Ввести в работу питательные узлы не поврежденных ПГ, выполнив «типовые» действия в соответствии с приложением №11 документа «Действия по восстановлению работы узла питания ПГ».

15. После повышения концентрации борной кислоты в 1 контуре до стояночной приступить к расхолаживанию реакторной установки в соответствии с требованиями ИЭ РУ, перевести РУ в «холодное» состояние.

16. Ликвидация последствий аварии производится по специально разработанной программе.

5.5 Разрыв трубопровода питательной воды между парогенератором и обратным клапаном ТХ41(42,43,44)S04

5.5.1 Вводная часть

В разделе рассматривается авария, связанная с потерей котловой воды из одного парогенератора YB10(20,30,40)W01 при истечении ее в разрыв трубопровода питательной воды между ПГ и обратным клапаном ТХ41(42,43,44)S04. Предполагаемый мгновенный разрыв трубопровода по всему сечению. За исходное состояние принимается работа блока на номинальном уровне мощности.

Персонал обязан проконтролировать отключение ГЦН петли с поврежденным ПГ, срабатывание АЗ и обеспечить ввод борной кислоты в 1 контур для надежного перевода реактора в подкритическое состояние.

5.5.2 Признаки аварии

Сигнал АЗ по фактору совпадения следующих сигналов по любому из 4-х паропроводов "Разность температур насыщения

1 и 2 контуров >75оC и давление в паропроводе <4,9МПа

(50 кгс/см2)" (?ts>75оC при Т1к>200оС и Рпг <4,9МПа

(50 кгс/см2));

закрытие отсечного клапана ТХ50(60,70,80)S06 на паропроводе поврежденного парогенератора по сигналу (?ts>75 оC при Т1к>200оС и Рпг <4,9МПа (50 кгс/см2);

отключение ГЦН YD10(20,30,40)D01 по сигналу (?ts>75 оC при Т1к>200оС и Рпг <4,9МПа (50 кгс/см2);

снижения уровня в ПГ или увеличения перепада давления на обратном клапане ТХ50(60,70,80)S07 и снижении Рпг<4,9МПа (50 кгс/см2);

закрытие СК турбины по сигналу Рп<5,2МПа (52 кгс/см2)(абс.);

снижение уровня в конденсаторе турбины;

закрытие арматуры RL71(72,73,74)S01-04, TX11(12,13,14)S05, TX21(22,31,32)S02;

запуск механизмов САОЗ;

повышение параметров под оболочкой;

закрытие арматуры RY.

5.5.3 Действия персонала

1. Проконтролировать и продублировать срабатывание АЗ, выполнить «типовые» действия в соответствии с приложением №1 документа «Типовые действия при АЗ».

Проконтролировать закрытие отсечного клапана ТХ50(60,70,80)S06 поврежденного ПГ.

2. Проконтролировать закрытие (закрыть) СК турбины. Выполнить «типовые» действия в соответствии с приложением №3 документа «Действия при закрытии СК турбины».

3. Проконтролировать, что после закрытия отсечного клапана ТХ50(60,70,80)S06 поврежденного ПГ снижение давления в не поврежденных ПГ прекратилось.

4. Проконтролировать отключение ГЦН YD10(20,30,60)D01 петли с поврежденным ПГ и включение его в ВЦЭН ГЦН выполнить «типовые» действия в соответствии с приложением №6 документа «Действия при отключении ГЦН».

5. Проконтролировать закрытие арматуры RY на периодической продувке ПГ; закрытие арматуры и регуляторов RL71(72,73,74)S01-04; TX11(12,13,14)S05; TX21(22,31,32)S02 поврежденного ПГ.

По сигналу "Разность температур насыщения 1 и 2 контуров >75оС и давление в паропроводе <4,9МПа (50 кгс/см2) и Т1к >200оС" (?ts> 75 оC при Т1к>200оС и Рпг<4,9МПа (50 кгс/см2)); выполнить «типовые» действия в соответствии с приложением №5 документа «Действия при запуске механизмов САОЗ в режиме «без обесточивания».

Контролировать работу регуляторов уровня парогенераторов на линии подачи аварийной питательной воды.

6. Контролировать поддержание уровней в неповрежденных ПГ от насосов RL51,52D01 и ТХ10,20,30D01.

7. Перевести управление группами ТЭН КД на дистанционное управление и отключить их.

8. Перевести управление клапанами впрыска в КД YР11,12,13S02 на дистанционное, включить регулятор расхолаживания КД YРСО4, открыть YР11,12,13S02 и приступить к снижению давления в I контуре до 110-100кгс/см2 впрыском от ГЦН и системы подпитки I контура, в случае их отказа или неэффективности работы сброс давления производить по линии сдувки из КД в барботер, открывая арматуру YР24S01,02.

9. Отключить регулятор уровня в КД YРС02 и регулятор расхода продувочной воды ТКС01 и воздействием на ТК31(32)S02, ТК81(82)S02 установить максимальный расход подпитки-продувки I контура.

10. При увеличении давления под гермооболочкой более 0,3кгс/см2 проконтролировать локализацию ГО, выполнить «типовые» действия в соответствии с приложением №8 документа «Действия при локализации ГО».

11. Проконтролировать отключение (отключить) ГЦН YD10,20,30,40D01 и включение их ВЦЭН.

12. При снижении давления под гермооболочкой менее 0,8кгс/см2 (абс) проконтролировать закрытие с запретом открытия задвижек TQ11,21,31S03,10 на напоре спринклерных насосов TQ11,21,31D01 и открытие TQ11,21,31S02,09 на рециркуляции.

13. При снижении давления под гермооболочкой менее 0,2кгс/см2 открыть быстродействующую пневмоарматуру на системах TF,TK,TV,ТY и ввести эти системы в работу.

14. После окончания выбега ГЦН, выполнить «типовые» действия в соответствии с приложением №6 документа: «Действия при отключении ГЦН», выполнить «типовые» действия в соответствии с Приложением 7 документа: («Типовые действия при ЕЦ»). Перевести управление клапанами впрыска в КД YР11,12,13S02 на дистанционное управление, включить регулятор расхолаживания КД YРС04, открыть YР11,12,13S02, S01.

15. Контролировать стабилизацию параметров реакторной установки.

16. Ввести в 1 контур не менее 30м3 концентрированного раствора борной кислоты. Включить 1-2 ГЦН в соответствии с эксплуатационной документацией. После повышения концентрации борной кислоты в 1 контур до стояночной, приступить к расхолаживанию реакторной установки в соответствии с ИЭ РУ перевести РУ в «холодное» состояние. После снятия сигнала о запрете дистанционного отключения механизмов, отключить TQ13,23,33D01.

17. Осмотреть поврежденный трубопровод питательной воды.

18. Ликвидация последствий аварии производится по специально разработанной программе.

6. Управление запроектными авариями

Запроектная авария - авария, вызванная не учитываемыми для проектных аварий исходными событиями или сопровождающаяся дополнительными по сравнению с проектными авариями отказами систем безопасности сверх единичного отказа, реализацией ошибочных действий персонала, которые могут привести к тяжелым повреждениям или к расплавлению активной зоны. Уменьшение последствий запроектной аварии достигается управлением аварией и/или реализацией планов мероприятий по защите персонала и населения.

Управление запроектной аварией формирует один из уровней защиты физических барьеров на пути распространения радиоактивных материалов и содержит действия, направленные на предотвращение перехода любых проектных аварий в запроектные и на ослабление последствий запроектных аварий.

Для этих действий используются любые имеющиеся в работоспособном состоянии технические средства, предназначенные для нормальной эксплуатации и для обеспечения безопасности при проектных авариях.

6.1 Цели по управлению запроектными авариями

1. Обеспечение подкритичности реактора (быстрая остановка и поддержание активной зоны реактора в подкритичном состоянии).

2. Обеспечение надежного теплоотвода от активной зоны в процессе аварии, а также после стабилизации параметров в послеаварийном состоянии.

3. Обеспечения расхолаживания реакторной установки через второй контур.

4. Обеспечение целостности системы первого контура (защита от превышения давления, гидроударов, термических нагрузок).

5. Обеспечение локализации последствий аварии за счет герметизации оболочки реакторного отделения для сведения к минимуму радиологических последствий, удержания радиоактивных продуктов в установленных границах и количествах.

6. Обеспечение необходимого запаса рабочих сред в первом и втором контурах.

7. Возвращение блока АЭС в контролируемое состояние.

Для управления запроектной аварии следует в первую очередь использовать проектные технические средства и методы ведения технологических режимов. В случае невозможности использования предусмотренных проектом технических средств, для обеспечения функций безопасности следует реализовывать срочные мероприятия:

по восстановлению работоспособности отказавших систем безопасности;

по созданию условий для возможности непроектного использования систем нормальной эксплуатации или использования нештатных устройств и приспособлений для защиты барьеров безопасности.

6.2 Диагностирование и действия персонала в случаях возникновения запроектных аварий связанных с течами второго контура

6.2.1 Разрыв паропровода в неотсекаемой от ПГ части с отказом систем отвода тепла от РУ (САОЗ НД по линии планового расхолаживания и системы нормального отвода тепла)

6.2.1.1 Диагностирование аварии

Формирование сигналов по снижению давления во 2-ом контуре Р2к4,9МПа (50кгс/см2) и разности температур насыщения 1-го и 2-го контуров более 75°С (ts75°С) при условии, что Т1к>200С;

срабатывание АЗ реактора по сигналу P2к4,9МПа (50кгс/см2) и ts75°С при Т1к200С;

запуск систем безопасности по сигналу P2к4,9МПа (50кгс/см2) и ts75°С при Т1к200С;

закрытие БЗОК (TX50,60,70,80S06) на аварийном ПГ по сигналу «P2к4,9МПа (50кгс/см2) и ts75°С при Т1к200С»;

отключение ГЦН (YD10,20,30,40D01) соответствующей петли после снижения давления в ПГ до 4,4 МПа (45кгс/см2) по сигналу «P2к4,4МПа (45кгс/см2) и ts75°С при Т1к200С»; или по сигналу «перепад давления на обратном клапане ПГ< 0,19МПа (2кгс/см2) и Р2к 4,41МПа (45кгс/см2)»;

закрытие СК ТГ (RA11,12,13,14S02; RB11,12,13,14S01) по сигналу Pгпк 5,09МПа (52кгс/см2);

закрытие арматуры на трубопроводах питательной воды (RL71,72,73,74S01,02,03,04) аварийного ПГ через 15 сек после отключения ГЦН на аварийной петле;

отключение ТПН по сигналу «P2к4,4МПа (45кгс/см2) и ts75°С при Т1к200С»;

в случае разрыва паропровода в пределах гермозоны происходит повышение давления в гермооболочке и при 0,029МПа (0,3кгс/см2) срабатывание спринклерной системы.

6.2.1.2 Характеристика аварии

Разрыв паропровода приводит к резкому увеличению расхода пара из ПГ, в результате чего возникает высокая скорость расхолаживания (захолаживания) активной зоны. Протекание режима до перехода на расхолаживание реакторной установки насосами САОЗ НД (ТQ12,22,32D01) аналогично проектному режиму разрыва паропровода, совпадающему с обесточиванием блока.

6.2.1.3 Действия персонала

Проконтролировать и продублировать срабатывание АЗ.

При обнаружении зависания отдельных ОР СУЗ принудительно опустить их в активную зону.

Проконтролировать и продублировать:

закрытие БЗОК (ТХ50,60,70,80S06) на аварийном ПГ;

отключение ГЦН;

закрытие 2-х из 4-х СК ТГ по одной стороне ТГ по давлению в

Pгпк5,2МПа (52кгс/см2)

запуск СБ по сигналу «P2к4,9МПа (50кгс/см2) и ts75°С

при Т1к200С»;

заключение всех ТПН по сигналу «P2к4,4МПа (45кгс/см2) и ts75°С при Т1к200С».

Для ликвидации последствий аварии оперативному персоналу необходимо приступить к расхолаживанию реакторной установки. Создание необходимой концентрации борной кислоты производится системой подпитки-продувки 1-го контура с максимальной производительностью. В случае отказа системы подпитки для создания необходимой концентрации борной кислоты необходимо использовать систему аварийного ввода бора высокого давления. Расхолаживание

1-го контура, после осушения аварийного ПГ производится за счет сброса пара из не аварийных ПГ через БРУ-К, БРУ-А (TX50,60,70,80S05). Расхолаживание КД (YP10B01) производится впрыском в КД от насосов системы ТК (TK21,22,23D02), при выходе из строя системы ТК расхолаживание вести за счет открытия линии аварийного газоудаления YR, соединяющей КД и барботер (YR51,52,53S01; YR61,62,63S01). При расхолаживании держать регламентируемый запас до вскипания теплоносителя.

При определении повреждений в системе САОЗ низкого давления (ТQ12(22,32)D01) по линии планового расхолаживания, прекратить расхолаживание и перейти в режим отвода остаточных тепловыделений через 2-й контур. Немедленно принять меры к восстановлению функций САОЗ низкого давления. В случае исчерпания запаса питательной воды произвести открытие линии аварийного газоудаления, соединяющей КД с барботером (YR51,52,53S01; YR61,62,63S01) с одновременной подачей воды от насосов подпитки (TK21,22,23D02) или насосов ТQ13(23,33)D01.

Принять меры по восстановлению функций систем, способных обеспечить достаточное охлаждение активной зоны, а также для организации альтернативных источников охлаждающей воды.

При повреждении линии планового расхолаживания вне гермозоны отключить поврежденную нитку и перевести расхолаживание на другой канал.

Если это невозможно, оператору необходимо прекратить расхолаживание и перейти в режим отвода остаточных тепловыделений.

Принять меры по восстановлению САОЗ низкого давления и системы нормального отвода тепла и восстановлению запасов воды в баках систем, от которых подается вода в 1-й и 2-й контуры.

6.2.2 Разрыв главного парового коллектора с отказом САОЗ низкого давления и системы аварийных питательных насосов

6.2.2.1 Диагностирование аварии

Резкое одновременное изменение значений параметров всех ПГ по приборам БПУ;

срабатывание АЗ по сигналу понижения давления во 2-ом контуре P2к4,9МПа (50кгс/см2) и увеличения разности температур насыщения 1-го и 2-го контуров ts75°С при Т1к>200C;

запуск систем безопасности по сигналу «P2к4,9МПа (50кгс/см2) и ts75°С при Т1к200С»;

закрытие всех БЗОК (ТХ50,60,70,80S06) по сигналу «P2к4,9 МПа (50кгс/см2) и ts75°С при Т1к200С»;

отключение всех ГЦН (YD10,20,30,40D01) по сигналу «P2к4,9 МПа (50кгс/см2) и ts75°С при Т1к200С»;

закрытие СК ТГ (RA11,12,13,14S02; RB11,12,13,14S01) по сигналу Pгпк4,9МПа (52кгс/см2);

закрытие арматуры на трубопроводах питательной воды всех ПГ (RL71,72,73,74S01,02,03,04) по сигналу «P2к4,4МПа (45кгс/см2) и ts75°С при Т1к200С»;

отключение всех ТПН по сигналу «P2к4,4МПа (45кгс/см2) и ts75°С при Т1к200С»;

включение ВПЭН (RL51,52D01) по Lпг2470мм или по факту отключения всех ТПН;

не включение АПЭН (ТХ10,20,30D01) по мониторам БПУ и по месту;

САОЗ низкого давления не работоспособна (TQ12,22,32D01) по результатам контроля на БПУ и по месту.

6.2.2.2 Характеристика аварии

Разрыв главного парового коллектора приводит на первой стадии аварии к резкому увеличению расхода пара из всех ПГ, в результате чего возникает высокая скорость расхолаживания активной зоны, что в свою очередь может привести к повышению мощности реактора после срабатывания АЗ за счет отрицательного температурного коэффициента реактивности. На второй стадии аварии, после формирования соответствующих сигналов, отключаются ГЦН, ПГ отсекаются от ГПК, прекращается подача питательной воды в ПГ. Главной целью действий оперативного персонала является расхолаживание РУ в сложившихся условиях.

Анализ режима разрыва ГПК с отказом САОЗ НД и системы аварийных питательных насосов без учета корректирующих действий персонала показал, что за счет разогрева 1-го контура через 30 минут с начала процесса происходит срабатывание ИПУ КД. Через 1,5 часа температура наружной поверхности оболочек ТВЭЛ активной зоны превышает 1200°С.

6.2.2.3 Действия персонала

Проконтролировать и продублировать срабатывание АЗ реактора и запуск систем безопасности. При обнаружении зависания отдельных ОР СУЗ опустить их в активную зону принудительно.

проконтролировать и продублировать:

закрытие отсечных клапанов на паропроводах ПГ (всех БЗОК)

TX50,60,70,80S06;

отключение всех ГЦН (YD10,20,30,40D01);

закрытие 2-х из 4-х СК ТГ (RA11,12,13,14S02; RB11,12,13,14S01) по одной стороне;

закрытие арматуры на трубопроводах питательной воды всех ПГ (RL71,72,73,74S01,02,03,04);

отключение всех ТПН;

включение ВПЭН RL51,52D01 по сигналу Lпг2470мм или по

факту отключения всех ТПН.

Действия в данном режиме должны быть направлены на осуществление возможности отвода остаточных тепловыделений от активной зоны и создание подкритичности активной зоны. Запаса воды, оставшегося в четырех ПГ, хватает на 1 час отвода остаточных тепловыделений от активной зоны. Оперативный персонал обязан попытаться организовать подпитку парогенераторов ВПЭНами от деаэраторов 2-го контура. При невозможности осуществления этой операции или исчерпания воды в деаэраторах дальнейший отвод тепла осуществляется за счет подачи воды в 1-й контур и сброса пароводяной смеси.

Функция создания подкритичности при расхолаживании 1-го контура осуществляется системой подпитки ТК. В случае ее неработоспособности следует использовать насосы ТQ14(24,34)D01.

Перевести на дистанционное управление БРУ-А всех ПГ и начать расхолаживание с максимально-возможной скоростью.

При снижении давления 1 контура меньше, чем давление на напоре ТQ13(23,33)D01, откроются обратные клапана на линии подачи борированной воды в контур и при увеличении расхода до 80м3/ч закроется арматура на линии рециркуляции (TQ13,23,33S05,06) насосов САОЗ высокого давления - проконтролировать их работу на 1-й контур. Критерием эффективности предпринятых мер является постепенное снижение параметров 1-го контура. При увеличении давления выше давления подачи воды от САОЗ ВД - предпринять меры по снижению давления в 1-ом контуре принудительным открытием аварийного газоудаления или ИПУ КД (YP21,22,23S03). Принять меры по восстановлению САОЗ низкого давления (TQ12,22,32D01) и АПЭН (TX10,20,30D01) и восстановлению запасов воды в баках систем, от которых подается вода в 1-й и 2-й контуры.

7. Моделирование течей на тренажере энергоблока №3 Калининской АЭС

7.1 Назначение и краткое описание тренажера