5.2.1 Вводная часть

В разделе рассматривается авария, связанная с резким увеличением расхода пара от установки в результате разрывов главных паропроводов 2 контура при работе блока на любом уровне мощности.

Изменения состояния блока в момент нарушения (приложение 3)

Предполагается мгновенный разрыв одного из паропроводов за отсечными арматурами: ТХ50,60,70,80S06 с последующей полной локализацией места истечения закрытием вышеуказанных арматур.

Персонал обязан проконтролировать полноту отключения места разрыва от установки, срабатывание АЗ и обеспечить ввод борной кислоты в 1 контур для надежного перевода реактора в подкритическое состояние.

Расхолаживание реакторной установки осуществляется сбросом пара из ПГ YB10,20,30,40W01 через БРУ-А ТХ50,60,70,80S05.

5.2.2 Действия персонала

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

вызвать на СВРК формат "Температура на выходе из кассет" и непрерывно контролировать ее;

проконтролировать закрытие отсечных клапанов ТХ50,60,70,80S06.

2. Проконтролировать, что после закрытия отсечных клапанов ТХ50,60,70,80S06 параметры в 1-ом контуре и давление во всех ПГ стабилизировались.

3. Проконтролировать отключение ГЦН и включение ВЦЭН. Выполнить «типовые» действия в соответствии с Приложением 6 («Типовые действия при отключении ГЦН»), выполнить типовые действия в соответствии с приложением №7 документа «Действия при ЕЦ».

По сигналу в любом из 4-х паропроводов "Разность температур насыщения 1-го и 2-го контуров Т1к>75оС и давление в паропроводе Pпп<4,9МПа (50кгс/см2)при Т1к>200оС 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.

Контролировать стабилизацию параметров РУ.

4. Включить 1-2 ГЦН в соответствии с эксплуатационной документацией. После повышения концентрации борной кислоты в 1 контуре до стояночной, приступить к расхолаживанию реакторной установки в соответствии с ИЭ РУ; перевести РУ в «холодное» состояние.

5. После снятия сигнала о запрете дистанционного отключения механизмов, отключить насосы ТQ13,23,33D01; ТQ11-31D01;

ТQ14-34D01; ТХ10-30D01.

6. Осмотреть поврежденный участок паропровода и убедиться в его надежном отсечении от всех ПГ.

7. Ликвидация последствий аварии производится по специально разработанной программе.

5.3 Разрыв паропроводов 2-го контура без отсечения одного парогенератора от места разрыва

5.3.1 Введение

В разделе рассматривается авария, связанная с резким увеличением расхода пара от установки в результате разрыва главных паропроводов 2-го контура при работе блока на любом уровне мощности.

При этом предполагается, что один из парогенераторов не отсекается от места разрыва.

Данная ситуация возможна при расположении места разрыва на паропроводе одного ПГ за обратным клапаном ТХ50(60,70,80)S07 и не посадке ТХ50(60,70,80)S06 (далее по тексту ПГ, не отсеченный от места течи, именуется "поврежденный").

Расположение разрыва внутри герметичной оболочки или вне ее не оказывает существенного влияния на изменение параметров реакторной установки, поэтому оба варианта рассматриваются совместно с указанием отличий в соответствующих пунктах.

Рассматриваемая авария приводит к быстрому снижению давления во 2-ом контуре и резкому расхолаживанию реакторной установки.

Персонал обязан проконтролировать срабатывание АЗ с максимальной быстротой определить "поврежденный" парогенератор, перекрыть подачу питательной воды на него и немедленно обеспечить ввод борной кислоты в 1-ый контур системами безопасности и подпитки-продувки

1-го контура для надежного перевода реактора в подкритичное состояние.

Изменение состояния блока в момент нарушения (приложение 4)

Расхолаживание реакторной установки осуществляется сбросом пара из не поврежденных ПГ YВ10,20,30,40W01 через БРУ-А ТХ50,60,70,80S05.

5.3.2 Действия персонала

1. Проконтролировать и продублировать срабатывание АЗ, уведомить персонал БПУ и выполнить:

вызвать на СВРК формат "Температура на выходе из кассет " и проконтролировать ее;

проконтролировать закрытие отсечных клапанов ТХ50,60,70,80S06 по сигналу (?ts(2к)>75оC при Т1к>200оС и Рпг <4,9МПа (50кгс/см2).

2. Проконтролировать закрытие (закрыть) СК турбины и отключение генератора от системы через 30 с. после закрытия СК турбины.

3. Проконтролировать, что после закрытия отсечных клапанов ТХ50,60,70,80S06 снижение давления в неповрежденных ПГ практически прекратилось.

4. Проконтролировать отключение ГЦН по сигналу (?ts(2к)>75оC при Т1к>200оС и Рпг<4,9МПа (50кгс/см2) и включение ВЦЭН. Выполнить «типовые» действия в соответствии с приложением №6 документа «Типовые действия при отключении ГЦН», выполнить типовые» действия в соответствии с приложением №7 документа «Действия при ЕЦ».

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

Контролировать работу регуляторов уровня не поврежденных парогенераторов на линиях подачи питательной и аварийной питательной воды. Контролировать закрытие арматуры питательной (RL) и аварийной питательной воды (TX) на поврежденный ПГ.

5 .Определить поврежденный ПГ по следующим признакам:

устойчивое снижение давления в парогенераторе после закрытия отсечного клапана на паропроводе;

температура холодной нитки петли значительно ниже, чем трех остальных;

отключение поврежденного ПГ по питательной, аварийной питательной воде и продувке (закрытое положение соответствующей арматуры):

YB10W01YB20W01YB30W01YB40W01

ТХ11S01ТХ14S01ТХ13S01ТХ12S01

ТХ11S02ТХ14S02ТХ31S03ТХ22S03

ТХ21S02TX32S02TX31S02TX22S02

TX11S05TX14S05TX13S05TX12S05

RY11S07RY12S07RY13S07RY14S07

RY11S02RY12S02RY13S02RY14S02

RL71S01-S04RLY72S01-S04RLY73S01-S04RLY74S01-S04

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

7. Перевести управление клапанами впрыска в КД YР11,12,13S02 на дистанционное управление, включить регулятор расхолаживания КД YРСО4, открыть YР11,12 S02, S01; YР13S02, YР13S03, ТК40S09 и приступить к снижению давления в I контуре до 9,8-10,7МПа

(110-100кгс/см2) впрыском от системы подпитки I контура, в случае их отказа или неэффективной работы сброс давления производить по линии сдувки из КД в барботер, открывая арматуру YР24S01,02. Контролировать подключение насосов TQ13,23,33D01 на 1 контур.

8. 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.

9. 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».

10. При снижении давления под гермооболочкой менее 0,8кгс/см2 (абс) проконтролировать перевод насосов ТQ11,21,31D01 на рециркуляцию.

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

12. Контролировать стабилизацию параметров реакторной установки.

13. Ввести в 1 контур не менее 30м3 концентрированного раствора борной кислоты. После повышения концентрации борной кислоты в

1 контуре 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.

14. Осмотреть поврежденный участок паропровода.

15. Ликвидация последствий аварии производится по специально разработанной программе.

5.4 Разрыв трубопровода питательной воды ПГ до обратных клапанов ТХ41-44S03 вне герметичной оболочки