Анализ аварийных режимов с течами второго контура энергоблока №3 Калининской АЭС с реактором ВВЭР-1000

Анализ аварийных режимов с течами второго контура энергоблока №3 Калининской АЭС с реактором ВВЭР-1000

Содержание

1. Список сокращений и принятых обозначений

. Введение

. Критерии безопасности

. Описание режима

.1 Причины и идентификация событий

. Действия оперативного персонала в аварийных состояниях (течь второго контура) энергоблока № 3 Калининской АЭС

.1 Нерегулируемый отбор пара от ПГ

.1.1 Вводная часть

.1.2 Признаки аварии

.1.3 Действия персонала

.2 Разрыв паропровода II контура с отсечением всех ПГ от места разрыва

.2.1 Вводная часть

.2.2 Действия персонала

.3 Разрыв паропровода 2-го контура без отсечения одного парогенератора от места разрыва

.3.1 Вводная часть

.3.2 Действия персонала

.4 Разрыв трубопровода питательной воды ПГ до обратных клапанов ТХ41-44S03 вне гермооболочки

.4.1 Вводная часть

.4.2 Действия персонала

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

.5.1 Вводная часть

.5.2 Признаки аварии

.5.3 Действия персонала

. Управление запроектными авариями

.1 Цели по управлению запроектными авариями

.2 Диагностирование и действия персонала в случаях возникновения запроектных аварий, связанных с течами второго контура

.2.1 Разрыв паропровода в не отсекаемой от ПГ части с отказом систем отвода тепла от РУ (САОЗ НД по линии планового расхолаживания и системы нормального отвода тепла)

.2.1.1 Диагностирование аварии

.2.1.2 Характеристика аварии

.2.1.3 Действия персонала

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

.2.2.1 Диагностирование аварии

.2.2.2 Характеристики аварий

.2.2.3 Действия персонала

. Моделирование течей на тренажере энергоблока №3 Калининской АЭС

.1 Назначение и краткое описание тренажера

.2 Основная задача эксперимента

.3 Начальные и граничные условия

.4 Сценарий

.Результаты эксперимента

.1 Течь Ду=190мм на паропроводе ПГ-4

.2 Течь Ду=250мм на паропроводе ПГ-4

.3 Течь Ду=265мм на паропроводе ПГ-4

.4 Течь Ду=600мм на паропроводе ПГ-4

.Выводы

.Заключение

.Литература

Приложение 1

Приложение 2

Приложение 3

Приложение 4

Приложение 5

Приложение 6

Приложение 7

Приложение 8

Приложение 9

1.Сокращения

АБП- агрегат бесперебойного питания;

АВР- автоматическое включение резерва;

АЗ - аварийная защита;

АКНП - аппаратура контроля нейтронного потока;

АПЭН- аварийный питательный электрический насос;

АРМ- автоматический регулятор мощности;

АСП - автоматика ступенчатого пуска;

АЭС- атомная электрjстанция;

БАЗХОВ- баки аварийного запаса химобессоленной воды;

БВ - бассейн выдержки;

БЗОК - быстродействующий запорный отсечной клапан;

БРУ-СН- быстродействующая редукционная установка со сбросом

пара в коллектор собственных нужд;

БРУ-К- быстродействующее редукционное устройство сброса пара в

конденсатор турбины;

БРУ-А- быстродействующее редукционное устройство сброса пара в

атмосферу;

ВВЭР - водо-водяной энергетический реактор;

ВД- высокое давление;

ВПУ- валоповоротное устройство;

ВПЭН- вспомогательный питательный электрический насос;

ВЦЭН- вспомогательный центробежный электрический насос;

ГЕ- гидроемкость;

ГИС- главный инженер станции;

ГО- гермооболочка;

ГЦК- главный циркуляционный контур;

ГЦН- главный циркуляционный насос;

ДГ- дизель-генератор;

ЕЦ - естественная циркуляция;

ЗНСО АС- заместитель начальника смены очереди атомной станции;

ЗПА- запроектная авария;

ИЗ- инженерная задача.

ИПУ- импульсное предохранительное устройство;

КД- компенсатор давления;

КИП- контрольно-измерительные приборы;

КРУ- комплектное распределительное устройство;

КУ- ключ управления;

МЗ- машинный зал;

МКУ- минимально-контролируемый уровень;

НАДХОВ - насосы аварийного добавка химобессоленной воды;

НГП- насос гидроподъема;

НД- низкое давление;

НС АС- начальник смены атомной станции;

ПГ - парогенератор;

ПЗ- предупредительная защита;

ПЗ-1- предварительная защита первого рода (движение вниз рабочей

группы ОР СУЗ до снятия сигнала);

ПЗ-2- предварительная защита второго рода (запрет движения

ОР СУЗ вверх);

ПК- предохранительный клапан;

ПК ПГ- предохранительный клапан парогенератора;

ППС- панель пожарной сигнализации;

ПСУ- паросбросное устройство;

ПЭВМ- персональная электронно-вычислительная машина;

РДЭС- резервная дизельная электростанция;

РМОТ- рабочее место оператора;

РПУ- резервный пункт управления;

РТСН- резервный трансформатор собственных нужд;

РУ- реакторная установка;

САОЗ - система аварийного охлаждения зоны;

САР- система аварийного расхолаживания;

СБ - система безопасности;

СВБУ- система верхнего блочного управления;

СВРК- система внутриреакторного контроля;

СВО - специальная водоочистка;

СГИУ- система группового и индивидуального управления;

СКТГ- стопорный клапан турбогенератора;

СНОТ- система нормального отвода тепла;

СОБ - система обеспечения

СП- ступенчатый пуск;

ССД- система сброса давления;

СУЗ- система управления и защиты;

ТВЭЛ- тепловыделяющий элемент;

ТГ- турбогенератор;

ТЗ - технологическая защита;

ТПН - турбопитательный насос;

ТЭН КД - трубчатые электрические нагреватели компенсатора давления;

УВС- управляющая вычислительная система;

УПЗ - ускоренная предварительная защита;

УП- указатель положения;

ХОВ - химобессоленная вода;   

ЦПУ- центральный пункт управления;

ЩПТ- щит постоянного тока;

ЭЧСР- электронная часть системы регулирования;

Принятые обозначения:

Р1к - давление первого контура, МПа (кгс/см2);

Рго - давление в гермооболочке, МПа (кгс/см2);

СH3BO3 - концентрация борной кислоты, г/кг;

Т1к - температура первого контура, оС;

Тго - температура в гермооболочке, оС;

Тмет - температура металла оС;

Твода - температура воды оС;

Тпит.воды - температура питательной воды оС;

Тводы впрыска - температура воды впрыска оС;

Тs - температура насыщения, оС;подп- температура подпиточной воды первого контура, оС;

Тверх - температура металла верхней части компенсатора давления, оС;

Тниз - температура металла нижней части компенсатора давления, оС;

Ттн - температура воды, подаваемой от системы ТН, оС;

Нкд - уровень в компенсаторе давления, м;

Нпг - уровень в парогенераторе, м.

2.Введение

Непосредственная близость АЭС к городам потребителям выдвигает на первый план проблему обеспечения безопасности.

Проектирование ядерно-опасных объектов, к числу которых относятся атомные электростанции, осуществляется с учетом возможности возникновения МПА.

В настоящем проекте рассматривается аварийный случай, вызванный появлением течи второго контура на энергоблоке №3 Калининской АЭС. Исследование аварийных режимов с течами второго контура проводится для обоснования действий персонала по управлению авариями энергоблока №3 Калининской АЭС с реактором ВВЭР-1000 (проект В-320).

Цель данного исследования состоит в оценке влияния течей второго контура на эксплуатационные режимы работы реакторной установки, определении дополнительных признаков и их использования для составления процедуры управления и диагностики течей второго контура.

Для разработки эффективных защитных мероприятий необходимо тщательное расчетно-теоретическое исследование процессов, происходящих при возникновении течи второго контура. Большое количество составляющих, которые влияют на развитие процессов, происходящих при возникновении течи второго контура, крайне затрудняют моделирование рассматриваемых процессов. В связи с этим, в проекте наиболее подробно рассмотрен случай возникновения течи паропровода при работе реакторной установки на 100% номинальной мощности в конце компании, когда наиболее высока потенциальная возможность резкого и глубокого захолаживания активной зоны реактора и выхода реактора в неуправляемое надкритичное состояние из-за отрицательного температурного коэффициента реактивности.

3. Критерии безопасности

Приняты следующие критерии безопасной эксплуатации АЭС в аварийных режимах:

обеспечивается надежное охлаждение активной зоны (не возникает кризис теплообмена на поверхности максимально нагруженных твэлов). Температура оболочек твэлов не

превышает 360оС).

давление в первом и втором контуре не превышает 15% от расчетного значения (207кгс/см2 и 92кгс/см2, соответственно в первом и втором контуре).

4. Описание режима

.1 Причины и идентификация событий

Течь на втором контуре может возникнуть из-за:

разрыва паропроводов внутри или вне гермооболочки или ложного открытия паросбростного устройства (ПСУ);

разрыва трубопровода питательной воды между ПГ и обратным клапаном;

открытия или непосадки ПКПГ или БРУА.

Принципиальная схема второго контура (Приложение 1)

5. Действия оперативного персонала в аварийных состояниях (течь второго контура) энергоблока № 3 Калининской АЭС

При составлении данного раздела проекта основным источником информации являлся документ 03.--.ПУ.0018.02. «Инструкция по действию оперативного персонала в аварийных состояниях энергоблока №3 Калининской АЭС», разработанный Калининской АЭС с участием ФГУДП ВНИИАЭС, ФГУП ОКБ «Гидропресс», ФГУ РНЦ «Курчатовский институт» и ФГУП НИАЭП [ 1 ].

5.1 Нерегулируемый отбор пара от ПГ

5.1.1 Вводная часть

В разделе рассматривается нерегулируемый отбор пара от парогенераторов YВ10,20,30,40W01, обусловленный его истечением через неплотности паропроводов вне герметической оболочки.

Аварийная ситуация рассматривается из условий, что размер течи не вызывает формирование сигналов АЗ (Рпг<50кгс/см2 при (∆ts(2к) >75оС) и запуск механизмов САОЗ (∆ts(2к)>75оC при Т1к>200оС и Рпг<50кгс/см2) при работе блока на мощности.

5.1.2 Признаки аварии

несоответствие между тепловой мощностью реактора и электрической нагрузкой генератора (не более 250МВт (эл.) при стабильном вакууме на турбине);

возможно увеличение мощности РУ до 102%Nзад, формирование ПЗ-2,ПЗ-1 изменения режимов работы АРМ и ЭЧСР;

увеличение расхода химобессоленной воды на конденсатор турбины и снижение уровня в конденсаторе турбины;

отсутствие при этом явных признаков истечения пара (закрытое положение по мнемосхеме БПУ БРУ-А, БРУ-К, ПК ПГ);

отсутствие явных признаков места истечения пара.

5.1.3Действия персонала

. По величине сброса электрической нагрузки (при стабильном вакууме) оценить расход течи. По мнемосхеме БПУ, фрагментам на РМОТ, работе ЭЧСР, приборам, сигнализации, осмотру помещения

А-820 и машзала, определить место истечения пара и, по возможности, отсечь его. При необходимости организовать максимальную подпитку

контура ХОВ.

. Если течь обнаружена и отсечена, застабилизировать режим работы блока. Дальнейшие действия в соответствии с указаниями ГИС.

. Если течь не отсекаемая, но компенсируемая подпиткой блока химобессоленной водой, и имеется достаточный запас ХОВ - застабилизировать режим работы блока. Дальнейшие действия в соответствии с указаниями ГИС.

. При не отсекаемой и не компенсируемой подпиткой ХОВ блока течи, при снижении уровня в конденсаторе турбины ниже 200мм; угрозе целостности или работоспособности оборудования (из-за запаривания, возникновения коротких замыканий в электрооборудовании или угрозе жизни людей, и т. д.) перевести РУ в подкритическое состояние ключом АЗ.

В случае течи паропроводов за БЗОК: отключить все ГЦН и закрыть БЗОКи ТХ50(60,70,80)S06. Стабилизировать параметры РУ в «горячем» состоянии. 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.

. В случае течи паропроводов до БЗОК после АЗ закрывается ОК за БЗОК. На поврежденном паропроводе формируются сигналы: на запуск механизмов САОЗ и закрытие БЗОК аварийного ПГ по (∆ts(2к)>75оC при Т1к>200оС и Рпг <4,9МПа (50кгс/см2); закрытие арматуры питательной (RL) и аварийной питательной воды (TX), отключение ГЦН по -(∆ts(2к)>75оC при Т1к>200оС и Рпг<4,9МПа (50кгс/см2)).

. При появлении признаков повторного выхода реактора в критическое состояние (появление периода, увеличение мощности (из-за «захолаживания» активной зоны) персонал должен: включить в работу (проконтролировать включение) насосы TQ14,24,34D01, TQ13,23,33D01; снизить давление в 1 контуре до 9,8МПа (100кгс/см2) проконтролировать переход TQ13,23,33D01 на работу на 1 контур. После повышения уровня в КД до 8000мм перевести TQ13,23,33D01 на рециркуляцию. После стабилизации параметров блока перевести реакторную установку в «холодное» состояние в соответствии с требованиями "Инструкции по эксплуатации реакторной установки.

5.2 Разрыв паропроводов II контура с отсечением всех ПГ от места разрыва

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

. 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.

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

. 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.

. 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.

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

ТQ14-34D01; ТХ10-30D01.

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

. 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

-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

. 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).

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

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

. 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.

.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

ТХ21S02TX32S02TX31S02TX22S02S05TX14S05TX13S05TX12S05S07RY12S07RY13S07RY14S07S02RY12S02RY13S02RY14S02S01-S04RLY72S01-S04RLY73S01-S04RLY74S01-S04

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

. 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.

. 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.

. 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».

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

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

. Контролировать стабилизацию параметров реакторной установки.

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

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.

. Осмотреть поврежденный участок паропровода.

. Ликвидация последствий аварии производится по специально разработанной программе.

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

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

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

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

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

. Доразгрузить РУ ключом ПЗ-1 до МКУ.

. 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».

. 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.

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

. 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.

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

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

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

. 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».

. Контролировать стабилизацию параметров реакторной установки.

. 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».

. 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.

. Ликвидация последствий аварии производится по специально разработанной программе.

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

.5.1 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

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

. 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.

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

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

. 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».

. 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.

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

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

. 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.

. 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.

. 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».

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

. 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.

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

. 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.

. Контролировать стабилизацию параметров реакторной установки.

. 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.

. Осмотреть поврежденный трубопровод питательной воды.

. 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).

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

. Обеспечения расхолаживания реакторной установки через второй контур.

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

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

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

. 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)

.2.1.1 Диагностирование аварии

Формирование сигналов по снижению давления во 2-ом контуре Р2к£4,9МПа (50кгс/см2) и разности температур насыщения 1-го и 2-го контуров более 75°С (Dts³75°С) при условии, что Т1к>200°С;

срабатывание АЗ реактора по сигналу P2к£4,9МПа (50кгс/см2) и Dts³75°С при Т1к³200°С;

запуск систем безопасности по сигналу P2к£4,9МПа (50кгс/см2) и Dts³75°С при Т1к³200°С;

закрытие БЗОК (TX50,60,70,80S06) на аварийном ПГ по сигналу «P2к£4,9МПа (50кгс/см2) и Dts³75°С при Т1к³200°С»;

отключение ГЦН (YD10,20,30,40D01) соответствующей петли после снижения давления в ПГ до 4,4 МПа (45кгс/см2) по сигналу «P2к£4,4МПа (45кгс/см2) и Dts³75°С при Т1к³200°С»; 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 «P2к£4,4МПа (45кгс/см2) и Dts³75°С при Т1к³200°С»;

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

.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.

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

Pгпк£5,2МПа (52кгс/см2)

запуск СБ по сигналу «P2к£4,9МПа (50кгс/см2) и Dts³75°С

при Т1к³200°С»;

заключение всех ТПН по сигналу «P2к£4,4МПа (45кгс/см2) и Dts³75°С при Т1к³200°С».

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

-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

.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 P2к£4,9МПа (50кгс/см2) и увеличения разности температур насыщения 1-го и 2-го контуров Dts³75°С при Т1к>200°C;

запуск систем безопасности по сигналу «P2к£4,9МПа (50кгс/см2) и Dts³75°С при Т1к³200°С»;

закрытие всех БЗОК (ТХ50,60,70,80S06) по сигналу «P2к£4,9 МПа (50кгс/см2) и Dts³75°С при Т1к³200°С»;

отключение всех ГЦН (YD10,20,30,40D01) по сигналу «P2к£4,9 МПа (50кгс/см2) и Dts³75°С при Т1к³200°С»;

закрытие СК ТГ (RA11,12,13,14S02; RB11,12,13,14S01) по сигналу Pгпк£4,9МПа (52кгс/см2);

закрытие арматуры на трубопроводах питательной воды всех ПГ (RL71,72,73,74S01,02,03,04) по сигналу «P2к£4,4МПа (45кгс/см2) и Dts³75°С при Т1к³200°С»;

отключение всех ТПН по сигналу «P2к£4,4МПа (45кгс/см2) и Dts³75°С при Т1к³200°С»;

включение ВПЭН (RL51,52D01) по Lпг£2470мм 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) ,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 Lпг£2470мм 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

Генеральным разработчиком тренажера является ВНИИ АЭС. Математическая модель «HYDRA» технологических систем разработана Экспериментальным научно исследовательским конструкторским объединением тренажёрных средств обучения (ЭНИКО ТСО).

Математическая модель АСУ ТП и оболочки СВБУ разработана совместно филиалом ВНИИ АЭС АСУ ТП и ЭНИКО ТСО на основе системы ЭНИКАД [4].

Тренажер энергоблока № 3 Калининской АЭС на ряду с:

подготовкой оперативного персонала БПУ-3 с целью допуска его к самостоятельной работе;

поддержанием квалификации персонала БПУ-3;

проведением противоаварийных тренировок;

отработкой персоналом БПУ-3 навыков управления с использованием штатного интерфейса новой АСУ ТП

позволяет моделировать нормальные условия эксплуатации технологического оборудования систем 1-го и 2-го контура, нарушения нормальных условий эксплуатации, а также аварийные ситуации, связанные со срабатыванием защит и блокировок систем 1-го и 2-го контура и различными отказами технологического оборудования.

Тренажер реализован на базе ПЭВМ под операционной системой “WINDOWS NT”. Для организации интерфейса используется стандартное оборудование, которое обеспечивает следующие требования:

достаточность ресурса по быстродействию и памяти для реализации моделируемых функций в режиме реального времени;

достаточность объема параллельно представляемой информации в графической форме.

Тренажер включает в себя 19 объединенных в сеть ПЭВМ в следующей конфигурации:

две ПЭВМ, (сервера) на которых происходит расчёт математической модели;

четыре ПЭВМ, на которых расположена инструкторская станция;

девять ПЭВМ, на которых смоделированы рабочие станции ВИУР, ВИУТ, НСБ;

четыре ПЭВМ, которые используются для вывода информации с панелей безопасности и ЭКП.

На экраны мониторов рабочих станций выводятся форматы СВБУ, полностью идентичные форматам на БПУ.

В состав программного обеспечения входит:

моделирующая система;

графический интерфейс, обеспечивающий взаимодействие пользователя с моделью;

система автоматизации подготовки исходных данных;

система формирования сценариев и режима работы тренажер;

система поддержки процесса обучения;

исполняющая система, обеспечивающая функционирование программ тренажера.

Тренажер выполнен открытым для пользователя, т.е. в его рамках предусмотрены средства, позволяющие пользователю, не имеющему специальных знаний по программированию, наращивать и модифицировать банк инженерных и учебных задач без участия разработчиков.

Моделирующая система имеет следующие функциональные характеристики:

модель информационно полная, т.е. обеспечивает расчет всех параметров, необходимых для моделирования режимов основного оборудования активной зоны, 1-го и 2-го контура и их вспомогательных систем, управления системами, а также восприятие этих управлений моделью;

обеспечивает расчет всех параметров в реальном масштабе времени.

Взаимодействие пользователя с моделью осуществляется через экранные форматы, отражающие технологические схемы и содержащие органы управления, "чувствительные" к воздействию манипулятором типа "мышь" или "трекбол".

В тренажере предусмотрена возможность автоматизированного использования реальных данных о состоянии активной зоны базового энергоблока, его систем и оборудования для получения исходных состояний тренажера. Для этого используется система автоматизации подготовки входных данных. В состав этой системы входят следующие компоненты:

программы, обеспечивающие задание начальных данных по конструкции активной зоны;

программы настройки параметров модели по экспериментальным данным;

программы, обеспечивающие ввод экспериментальных данных и результатов их обработки.

Тренажер обладает системой формирования сценариев, которая представляет собой систему задания произвольной последовательности событий с наложением произвольных отказов с помощью языка, не требующего специальных знаний по программированию.

Тренажер выполняет инженерные задачи (ИЗ) эксплуатационного сопровождения и прогнозирования параметров блоков и может быть использован для изучения протекания процессов в различных режимах работы технологических систем, в том числе и в аварийных ситуациях. Ввод исходных данных и последовательность протекания процессов определяется заранее и описывается во "вводной" задаче, которая формируется самим пользователем.

Система контроля выполнения задач обеспечивает возможность удобного анализа протокола ИЗ и фиксацию результата выполнения ИЗ. Для анализа протокола предоставляется следующая информация:

таблицы и графики изменений технологических параметров от времени в произвольно выбираемом масштабе;

зафиксированные события - срабатывание сигнализации, отказы, включение и отключение оборудования, срабатывание защит и блокировок с метками времени.

Система разработки и модификации ИЗ и учебно-тренировочных задач (УТЗ) обеспечивает подготовку задач в интерактивном режиме и сохранение их в архиве задач.

Подготовка ИЗ включает в себя задание:

модели, обеспечивающей выполнение ИЗ;

начального состояния модели;

текста вводной;

сценария автоматического ввода отказов оборудования;

логического условия завершения задачи;

состава протокола выполнения ИЗ и УТЗ.

Штатные алгоритмы работы регуляторов, защит и блокировок для моделируемых систем воспроизводятся полностью.

Форматы СВБУ в тренажере полностью соответствуют форматам СВБУ на БПУ-3 (форматы СВБУ автоматически генерируются из исходных файлов).

Защиты и блокировки по системам 1-го и 2-го контура моделируются полностью.

7.2 Основная задача эксперимента

Основной задачей эксперимента является имитация аварийных режимов (течь второго контура эквивалентным диаметром Ду=190 мм; Ду=250 мм; Ду=265 мм; Ду=600 мм на паропроводе ПГ-4 до БЗОК вне защитной оболочки с работающем ГЦН-4) на тренажере блока №3 Калининской АЭС с целью оценки влияния течей на эксплуатационные режимы работы реакторной установки и последующего анализа данных, полученных экспериментальным и расчетным путем.

.3 Начальные и граничные условия

1. Приняты реалистические параметры работы в конце компании на номинальной мощности (Nном= 100%) .

. В работе четыре ГЦН, 2 ТПН, 4 КЭН 2-ой ступени, 2 КЭН 1-ой ступени, в работу включены все штатные защиты и блокировки.

. Спектр течи от 190 до 600 (Расчетные диаметры Ду=190; Ду=250; Ду=265; Ду=600).

. Производится идентификация минимальной течи на паропроводе, которая приводит к появлению сигнала ТЗ P2к£4,9 МПа (50кгс/см2) и Dts³75°С при Т1к³200°С и минимальным диаметром течи, которая не приводит к появлению сигнала P2к£4,9 МПа (50кгс/см2) и Dts³75°С при Т1к³200°С.

. Разрыв имеет место на паропроводе ПГ-4 до БЗОК вне защитной оболочки с работающим ГЦН-4.

. Автоматические регуляторы, системы и оборудование работают в режиме нормальной эксплуатации.

. Сигналы по параметрам второго контура формируются в точке выхода паропроводов из гермообъема АЭС (место установки датчиков).

. Оператор не предпринимает никаких действий по управлению аварией в течение 30-ти минут после срабатывания систем безопасности, это время необходимо для диагностики события.

. Критерии безопасности изложены в разделе 3 настоящего проекта.

7.4 Сценарий

Начальные и граничные условия принимаются в соответствии с разделом 7.3. настоящего проекта:

приняты реалистичные параметры работы в конце компании на 100% номинальной мощности;

оператор не предпринимает никаких действий по управлению аварией в течение 30 минут после срабатывания систем безопасности (время для диагностики);

сигналы по параметрам второго контура формируются в точке выхода паропроводов из гермообъема АЭС (место установки датчиков);

автоматические регуляторы, системы и оборудование работает в режиме нормальной эксплуатации;

в работе четыре ГЦН;

расчетные диаметры течей соответственно Ду=190; Ду=250; Ду=265; Ду=600 мм;

место разрыва - на паропроводе ПГ-4 до БЗОК вне защитной оболочки.

Продолжительность каждого эксперимента - 1800 сек.

В ходе эксперимента необходимо обеспечить фиксацию следующих технологических параметров: давление в первом и втором контуре; температуру на входе и выходе реактора (аварийного и не аварийного ГЦТ); концентрацию борной кислоты над АЗ; уровень в КД, ПГ-1, ПГ-4; температура теплоносителя в КД; изменение реактивности; перепад температур на оборудовании(ПГ-1; ПГ-4); расход теплоносителя от насосов САОЗ ВД; расход подпитки/продувки первого контура; расход теплоносителя по петлям; мощность реактора, и выполнить графическое их отображение в зависимости от времени в выбранном масштабе, а также зафиксировать хронологию событий.

8. Результаты эксперимента

.1 Течь Ду=190мм на паропроводе ПГ-4

На рис.(1-13) (Приложения 6) приведены результаты расчета аварийного режима течи эквивалентным диаметром Ду=190мм на паропроводе ПГ-4. Перечень основных событий приведен в таблице №1 приложения 6 (стр.62)

Течь Ду=190мм на паропроводе второго контура вызывает:

снижение уровня в Д-7 из за потери теплоносителя второго контура в атмосферу;

срабатывание защиты на отключение двух ТПН по снижению уровня в Д-7;

закрытию СК ТГ и работе АЗ-1 по факту отключения двух ТПН;

формированию сигнала течь на аварийном паропроводе к£4,9 МПа (50кгс/см2) и Dts³75°С при Т1к³200°С через 21 секунду после срабатывания АЗ-1.

Срабатывание аварийной защиты реактора и технологических защит приводит к падению ОРСУЗ, отключению ГЦН на аварийной петле, закрытию БЗОК на аварийном трубопроводе и запуску механизмов систем безопасности по АСП (Автоматика ступенчатого пуска).

При повреждении паропровода расход пара в течь составляет 1400 кг/сек в момент разрыва и снижается до 50 кг/сек при относительной стабилизации давления в аварийном ПГ на уровне 0,7 МПа.

Мощность активной зоны после падения ОР СУЗ снижается до уровня остаточного тепловыделения. Положительная реактивность при расхолаживании компенсируется за счет ввода ОР СУЗ и подачи борной кислоты системами ТК-TB и TQ14-34D01.

Давление в первом контуре первоначально снижается до 14,4 МПа, а затем за счет работы ТК и ТQ и включения ТЭН КД возрастает до уровня 14,8 МПа.

Уровень в компенсаторе давления первоначально снижается и составляет 5м на 14 минуте процесса. В процессе работы насосов ТК и ТQ уровень возрастает до 7,5м на 30 минуте процесса.

Температура теплоносителя в реакторе снижается и через 13 минут (после выкипания аварийного ПГ) стабилизируется на уровне 270оС.

Давление в аварийном ПГ-4 снижается до 0 МПа на 18-й минуте процесса. Давление в неаварийных ПГ, после закрытия БЗОК на ПГ-4 и отключения турбины, возрастает до уставок открытия БРУ-К и затем начинает снижаться из-за расхолаживания со стороны первого контура. При снижении давления в неаварийных ПГ<4.9 МПа срабатывает ТЗ Pпг<4,9 МПа и ts>75oC.

Уровень в аварийном ПГ снижается и на 13 минуте составляет 250мм, а затем практически перестаёт снижаться, так как поверхность теплообмена между трубчаткой ПГ и котловой водой практически равна нулю. Уровень в неаварийных ПГ-1-3 за счет работы ВПЭН поддерживается номинальным.

Потеря котловой воды в течь за 30 минут равна объёму одного ПГ и плюс потери до локализации ПГ-4 и составляет примерно 260 тонн. (80 тонн - масса воды в ПГ и 180 тонн - потеря до локализации ПГ).

Условия возникновения кризиса теплообмена на поверхности максимально нагруженных оболочек твэлов на расчетном промежутке времени не возникает.

.2 Течь Ду=250мм на паропроводе ПГ-4

На рисунках (14-26) (Приложения 7) представлены результаты расчетов аварийного режима течи эквивалентным диаметром Ду=250мм на паропроводе ПГ-4. Перечень основных событий приведен в таблице №2 приложения 7 (стр.77)

Течь Ду=250мм на паропроводе второго контура вызывает:

срабатывание АЗ по сигналу течи на аварийном паропроводе к£4,9 МПа (50кгс/см2) и Dts³75°С при Т1к³200°С на 180-ой секунде процесса.

Срабатывание аварийной защиты реактора и технологических защит приводит к падению ОРСУЗ, отключению ГЦН на аварийной петле, закрытию БЗОК на аварийном трубопроводе и запуску механизмов систем безопасности по АСП (Автоматика ступенчатого пуска).

При повреждении паропровода расход пара в течь составляет 1880 т/ч в момент разрыва и снижается до 80 т/ч на 10-й минуте процесса при относительной стабилизации давления в аварийном ПГ на уровне 0,3 МПа и снижении практически до нуля на 27 минуте процесса после выпаривания аварийного ПГ.

Мощность активной зоны после падения ОР СУЗ снижается до уровня остаточного тепловыделения. Положительная реактивность при расхолаживании компенсируется за счет ввода ОР СУЗ и подачи борной кислоты системами ТК-TB и TQ14-34D01.

Давление в первом контуре первоначально снижается до 14,4 МПа, а затем за счет работы ТК и ТQ и включения ТЭН КД возрастает до уровня 15,5 МПа.

Уровень в компенсаторе давления первоначально снижается и составляет 4.3м на 6-й минуте процесса. В процессе работы насосов ТК и ТQ уровень возрастает до 6,1м на 30 минуте процесса.

Температура теплоносителя в реакторе снижается через 6 минут до 260оС и затем продолжает снижаться с меньшей скоростью, стабилизируется на уровне 245оС на 28 минуте процесса.

Давление в аварийном ПГ-4 снижается практически до 0 МПа на 12 минуте процесса.

Давление в неаварийных ПГ, после закрытия БЗОК на ПГ-4 и работы АЗ-1 начинает снижаться из-за расхолаживания со стороны первого контура. При снижении давления в неаварийных ПГ<4.9 МПа срабатывает ТЗ Pпг<4,9 МПа и ts>75oC. Нет повышения давления в неаварийных ПГ из-за первоначальной работы АЗ-1 и закрытия СК ТГ через 10 секунд после АЗ-1.

Уровень в аварийном ПГ быстро снижается и к 6-й минуте составляет 1100мм, а затем практически перестаёт снижаться, так как на 6й минуте происходит отключение последнего работающего ГЦН. Тепловая мощность аварийного (и неаварийных) ПГ определяется расходом теплоносителя по петлям естественной циркуляцией. К 26 минуте процесса уровень в ПГ-4 снижается до 250мм и практически стабилизируется. Так как поверхность теплообмена между трубчаткой ПГ-4 и питательной водой практически равна нулю. Уровень в неаварийных ПГ-1-3 за счет работы ВПЭН поддерживается номинальным.

Потеря котловой воды в течь за 30 минут равна объёму одного ПГ и плюс потери до локализации ПГ-4 и составляет примерно 105 тонн. (80 тонн - масса воды в ПГ и 25 тонн - потеря до локализации ПГ).

Условия возникновения кризиса теплообмена на поверхности максимально нагруженных оболочек твэлов на расчетном промежутке времени не возникает.

8.3 Течь Ду=265мм на паропроводе ПГ-4

На рисунках (27-39) (Приложения 8) представлены результаты расчетов аварийного режима течи эквивалентным диаметром Ду=265мм на паропроводе ПГ-4. Перечень основных событий приведен в таблице №3 приложения 8 (стр.92)

Течь Ду=265мм на паропроводе второго контура вызывает:

срабатывание АЗ по сигналу течи на аварийном паропроводе к£4,9 МПа (50кгс/см2) и Dts³75°С при Т1к³200°С на 48-ой секунде процесса.

Срабатывание аварийной защиты реактора и технологических защит приводит к падению ОРСУЗ, отключению ГЦН на аварийной петле, закрытию БЗОК на аварийном трубопроводе и запуску механизмов систем безопасности по АСП (Автоматика ступенчатого пуска).

При повреждении паропровода расход пара в течь составляет 1970 т/ч в момент разрыва и снижается до 60 т/ч на 10й минуте процесса при относительной стабилизации давления в аварийном ПГ на уровне 0,3 МПа и снижении практически до нуля на 27 минуте процесса после выпаривания аварийного ПГ.

Мощность активной зоны после падения ОР СУЗ снижается до уровня остаточного тепловыделения. Положительная реактивность при расхолаживании компенсируется за счет ввода ОР СУЗ и подачи борной кислоты системами ТК-TB и TQ14-34D01.

Давление в первом контуре первоначально снижается до 14,2 МПа, а затем за счет работы ТК и ТQ и включения ТЭН КД возрастает до уровня 15 МПа.

Уровень в компенсаторе давления первоначально снижается и составляет 4,25м на 5-й минуте процесса. В процессе работы насосов ТК и ТQ уровень возрастает до 6,8м на 30 минуте процесса.

Температура теплоносителя в реакторе снижается через 6 минут до 258 оС и затем продолжает снижаться с меньшей скоростью, стабилизируется на уровне 255оС на 29 минуте процесса.

Давление в аварийном ПГ-4 снижается практически до 0 МПа на 10 минуте процесса.

Давление в неаварийных ПГ, после закрытия БЗОК на ПГ-4 и работы АЗ-1 начинает снижаться из-за расхолаживания со стороны первого контура. При снижении давления в неаварийных ПГ<4.9 МПа срабатывает ТЗ Pпг<4,9 МПа и ts>75 оС. Нет повышения давления в неаварийных ПГ из-за первоначальной работы АЗ-1 и закрытия СК ТГ через 10 секунд после АЗ-1.

Уровень в аварийном ПГ быстро снижается и к 3-й минуте составляет 1240мм, а затем практически перестаёт снижаться, так как на 3-й минуте происходит отключение последнего работающего ГЦН. Тепловая мощность аварийного (и неаварийных) ПГ определяется расходом теплоносителя по петлям естественной циркуляцией. К 20 минуте процесса уровень в ПГ-4 снижается до 250мм и практически стабилизируется. Так как поверхность теплообмена между трубчаткой ПГ-4 и питательной водой практически равна нулю. Уровень в неаварийных ПГ-1-3 за счет работы ВПЭН поддерживается номинальным.

Потеря котловой воды в течь за 30 минут равна объёму одного ПГ и плюс потери до локализации ПГ-4 и составляет примерно 120 тонн. (80 тонн - масса воды в ПГ и 40 тонн - потеря до локализации ПГ).

Условия возникновения кризиса теплообмена на поверхности максимально нагруженных оболочек твэлов на расчетном промежутке времени не возникает.

.4 Течь Ду=600мм на паропроводе ПГ-4

На рисунках (40-52) (Приложения 9) представлены результаты расчетов аварийного режима течи эквивалентным диаметром Ду=600мм на паропроводе ПГ-4. Перечень основных событий приведен в таблице №4 приложения 9 (стр.107)

Течь Ду=600мм на паропроводе второго контура вызывает:

срабатывание АЗ по сигналу течи на аварийном паропроводе к£4,9 МПа (50кгс/см2) и Dts³75°С при Т1к³200°С на 1,3-ой секунде процесса.

Срабатывание аварийной защиты реактора и технологических защит приводит к падению ОР СУЗ, отключению ГЦН на аварийной петле, закрытию БЗОК на аварийном трубопроводе и запуску механизмов систем безопасности по АСП (Автоматика ступенчатого пуска).

При повреждении паропровода расход пара в течь составляет 4300 т/ч в момент разрыва и снижается до 50 т/ч на 7-й минуте процесса при снижении давления в аварийном ПГ практически до нуля.

Мощность активной зоны после падения ОР СУЗ снижается до уровня остаточного тепловыделения. Положительная реактивность при расхолаживании компенсируется за счет ввода ОР СУЗ и подачи борной кислоты системами ТК-TB и TQ14-34D01.

Давление в первом контуре первоначально снижается до 13 МПа к 8-й минуте процесса, а затем продолжает медленно снижаться, так как системы ТК и ТQ и включения ТЭН КД не могут компенсировать снижение давления.

Уровень в компенсаторе давления первоначально снижается и составляет 4м на 4й минуте процесса. В процессе работы насосов ТК и ТQ уровень возрастает до 7,2м на 30 минуте процесса.

Температура теплоносителя в реакторе снижается до 255оС через 6 минут и затем продолжает снижаться с меньшей скоростью, стабилизируется на уровне 257оС на 30 минуте процесса.

Давление в аварийном ПГ-4 снижается практически до 0МПа на 6 минуте процесса.

Давление в неаварийных ПГ, после закрытия БЗОК на ПГ-4 и работы АЗ-1 начинает снижаться из-за расхолаживания со стороны первого контура. При снижении давления в неаварийных ПГ<4.9МПа срабатывает ТЗ Pпг<4,9 МПа и ts>75oC. Нет повышения давления в неаварийных ПГ из-за первоначальной работы АЗ-1 и закрытия СК ТГ через 10 секунд после АЗ-1.

Уровень в аварийном ПГ быстро снижается и через 75 секунд составляет 1500мм, а затем скорость снизилась из за окончания выбега ГЦН на аварийной петле. К 12 минуте процесса уровень в ПГ-4 снижается до 200мм и практически стабилизируется. Так как поверхность теплообмена между трубчаткой ПГ-4 и питательной водой практически равна нулю. Уровень в неаварийных ПГ-1-3 за счет работы ВПЭН поддерживается номинальным.

Потеря котловой воды в течь за 30 минут равна объёму одного ПГ и составляет примерно 80 тонн(локализация ПГ-4 происходит через 1,3 сек.).

Условия возникновения кризиса теплообмена на поверхности максимально нагруженных оболочек твэлов на расчетном промежутке времени не возникает.

9. Выводы

Режимы реакторной установки с «течами» второго контура напрямую влияют на безопасность блока по причине потенциальной возможности резкого и глубокого захолаживания активной зоны реактора и выхода реактора в неуправляемое надкритическое состояние из-за отрицательного температурного коэффициента реактивности с максимальным значением его в конце топливной компании.

Выделяющаяся в реакторе положительная реактивность зависит от:

расположения места течи и величины течи;

работоспособности систем воздействия на реактивность;

действий персонала по управлению аварией.

При возникновении течей второго контура могут быть задействованы следующие защиты и блокировки реакторной установки:

. Сигналы срабатывания аварийной защиты реактора АЗ.

В данной ситуации происходит снижение давления во втором контуре (в результате сброса давления второго контура также происходит снижение давления первого контура, что может вызвать срабатывание АЗ по сигналу разрыва первого контура), в результате может произойти срабатывание АЗ по следующим факторам:

при уменьшении давления меньше P<14МПа и мощности реактора более Nр-ра>75%;

при снижении уровня в одном из ПГ ниже 1,65м от номинального и работающем ГЦН на этой петле;

. Сигналы срабатывания технологической защиты системы безопасности.

Срабатывание технологической защиты системы безопасности может произойти по следующим сигналам:

при снижении P2к£4,9 МПа (50кгс/см2), Dts³75°С и Т1к³200°С;

При срабатывании АЗ или программы ступенчатого пуска происходит включение насосов системы подачи концентрированного бора - TB10 на всас подпиточных насосов первого контура (ТК), что приводит к вводу в первый контур концентрированного раствора бора с концентрацией 40г/кг.

При течи на паропроводе Ду190(малые течи) параметры стабилизируются работающими системами регулирования без запуска систем безопасности, локализации поврежденного ПГ и срабатывания АЗ. Происходит потеря теплоносителя второго контура, снижение уровня в Д-7 и отключение двух ТПН, что вызывает срабатывание АЗ-1. После срабатывания АЗ-1 резко падает давление в аварийном ПГ и срабатывает ТЗ по Dts³75.

При течи на паропроводе Ду>190мм параметры не стабилизируются работающими системами регулирования и происходит запуск систем безопасности, локализация поврежденного ПГ и срабатывания АЗ.

Целью действий персонала при ликвидации аварийной ситуации является обеспечение подкритичности активной зоны в ходе протекания аварийного процесса, так как в результате аварии происходит резкое увеличение расхода пара из парогенератора, из-за чего возникает высокая скорость расхолаживания (захолаживание) активной зоны, что в свою очередь может привести к повышению мощности реактора после срабатывания АЗ за счет отрицательного температурного коэффициента реактивности.

В данной аварии необходимо принять немедленные действия, позволяющие эффективным образом остановить расхолаживание, то есть определить аварийный парогенератор и локализовать его по воде и пару.

Таким образом, необходимо осуществить следующие операции:

выявление аварийного парогенератора;

отсечение аварийного парогенератора по воде и пару;

закрытие БЗОК;

проверка отключения ГЦН на петле с аварийным парогенератором;

закрытие задвижек на трубопроводах основной, аварийной и вспомогательной питательной воды;

закрытие задвижек на трубопроводе продувки;

попытка закрытия ПК ПГ или БРУ-А, если причиной аварии является их открытие и непосадка;

максимально-возможный ввод борной кислоты в первый контур с помощью систем ТК и TQ;

стабилизация температуры первого контура на достигнутом значении;

контроль за давлением и температурой в гермооболочке, так как при разрыве паропровода внутри гермооболочки возможно повышение давления в гермооболочке. В случае достижения уставок на срабатывание технологических защит по локализации гермооболочки, спринклерная система будет введена в работу с целью поддержания давления и температуры в гермооболочке на уровне, позволяющем сохранить ее целостность;

отвод тепла от реактора через неаварийные парогенераторы и перевод реакторной установки в конечное состояние.

Конечное состояние - реакторная установка переведена в состояние "холодный" останов, аварийный парогенератор со стороны второго контура локализован по воде и пару.

Примечание - под аварийным парогенератором понимается парогенератор, на паропроводе или трубопроводе которого произошла течь.

Принципиальная схема оборудования (Приложение 2)

10. Заключение

В процессе анализа аварийных режимов с течами второго контура энергоблока №3 Калининской АЭС с реактором ВВЭР-1000 (проект В-320) решены следующие задачи:

определены основные критерии безопасной эксплуатации АЭС в аварийных режимах;

установлены возможные причины возникновения течей второго контура и идентифицированы события в случаях возникновения течей второго контура;

определены цели, достигаемые при ликвидации аварийных ситуаций (течь второго контура);

разработан регламент действий персонала в аварийных состояниях (течь второго контура энергоблока №3 Калининской АЭС)

рассмотрен возможный сценарий: «запроектные аварии при возникновении течей второго контура»;

представлены результаты расчетов аварийного режима течи эквивалентным диаметром Ду=190; Ду=250; Ду=265; Ду=600 мм на паропроводе ПГ-4 при работе реактора на номинальной мощности в конце компании;

осуществлена оценка влияния течей 2 контура на эксплуатационные режимы работы реакторной установки ВВЭР-1000 блока №3 Калининской АЭС;

экспериментальным путем, с применением тренажера блока №3 Калининской АЭС, получены данные по изменению основных показателей в случае возникновения аварии «течь второго контура»;

на основании экспериментальных и расчетных данных сделана оценка влияния течей 2 контура на эксплуатационные режимы реакторной установки.

11. Литература

Ю.Н. Филимонцев , С.Б. Рыжов, Г.Л. Лунин, В.Н. Чистяков 03.-ПУ.0018.02. «Инструкция по действию оперативного персонала в аварийных состояниях энергоблока №3 Калининской АЭС», разработанный Калининской АЭС с участием ФГУДП ВНИИАЭС, ФГУП ОКБ «Гидропресс», ФГУ РНЦ «Курчатовский институт» и ФГУП НИАЭП.

Г.Л. Лунин, Ю.В. Копьев, Г.Н. Алешин.«Расчетное обоснование управления авариями Калининской АЭС» Анализ аварийных режимов. Москва 1997г.

В.Н. Чистяков, Ю.А. Иванов, Д.В. Шкитилев. «Калининская АЭС. Техническое обоснование безопасности АЭС». Инв А - 53662, 2002г.

ВНИИ АЭС. «Математическая модель технологических систем. разработана Экспериментальным научно исследовательским конструкторским объединением тренажёрных средств обучения» (ЭНИКО ТСО).

С.Б. Рыжков, Г.Л. Лунин, В.Н. Чистяков.

ОКБ «Гидропресс» «Правила управления течами второго контура.

№338-Пр-035». Москва 1998г.

Приложение 1

Приложение 2

Принципиальная схема оборудования

Приложение 3

Изменения состояния блока в момент нарушения

 
Приложение 4  Изменения состояния блока в момент нарушения

  
Приложение 5  Изменения состояния блока в момент нарушения

  Приложение 6  Течь Ду=190мм на паропроводе ПГ-4.  

Таблица№1 Перечень основных событий при течи на паропроводе ПГ4. (Мощностью 100% Nном.; в работе 4 ГЦН, конец компании, без управления аварией. Течь диаметром Dу=190.) (экспериментальные)

Приложение 7  Течь Ду=250мм на паропроводе ПГ-4.

Таблица№2 Перечень основных событий при течи на паропроводе ПГ4. (Мощностью 100% Nном.; в работе 4 ГЦН, конец компании, без управления аварией. Течь диаметром Dу=250.) (экспериментально)

Приложение 8  Течь Ду=265мм на паропроводе ПГ-4. 

Таблица№3 Перечень основных событий при течи на паропроводе ПГ4. (Мощностью 100% Nном.; в работе 4 ГЦН, конец компании, без управления аварией. Течь диаметром Dу=265.) (экспериментально)

 
Приложение 9  Течь Ду=600мм на паропроводе ПГ-4.  

Таблица№4 Перечень основных событий при течи на паропроводе ПГ4. (Мощностью 100% Nном.; в работе 4 ГЦН, конец компании, без управления аварией. Течь диаметром Dу=600.)   (экспериментально)