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.