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

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.

8.2 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

P2к4,9 МПа (50кгс/см2) и ts75°С при Т1к200С 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

P2к4,9 МПа (50кгс/см2) и ts75°С при Т1к200С 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.

8.4 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

P2к4,9 МПа (50кгс/см2) и ts75°С при Т1к200С 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:

1. 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;

2. Сигналы срабатывания технологической защиты системы безопасности.

Срабатывание технологической защиты системы безопасности может произойти по следующим сигналам:

при снижении P2к4,9 МПа (50кгс/см2), ts75°С и Т1к200С;

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 ts75.

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

Признаки нар-ия	Реактор	1 контур	2 контур	Электроснабжение	Системы без-ти
1	2	3	4	5	6
Сигнал АЗ “Разность температур насыщения 1-го и 2-го контуров более 75оС и давление в паропроводе менее 4,9МПа”. (dts 2к > 75 оC при Т1к>200оС и Рпг <4,9МПа) Закрытие отсечных клапанов TX50,60,70,80S06. Отключение ГЦН YD10,20,30,40D01. Закрытие СК турбины. Шум и запаривание в турбинном зале. Не прекращающееся быстрое снижение давления и Нпг в одном из ПГ	Падение всех ОР СУЗ, после срабатывания АЗ тепловая мощность реактора снижается до уровня остаточных энерговыделений. При отключении ГЦН расход через реактор снижается в соответствии с «выбегом» ГЦН, затем определяется интенсивностью естественной циркуляции.	Резкое снижение параметров до момента закрытия отсечных клапанов на паропроводах TX50S06, TX60S06, TX70S06, TX80S06. Затем повышение параметров до момента срабатывания БРУ-А TX50,60,70,80S05 и стабилизация на уровне, определяемом работой БРУ-А.	Резкое снижение давления. Закрытие СК турбины при Рп= 5,2 МПа. Закрытие отсечных клапанов TX50,60,70,80S06, давление падает в паропроводах за отсечными клапанами до нуля. Возрастает давление до момента открытия БРУ-А при Рп7,3МПа и стабилизируется их работой при Рп6,8МПа. Стабилизация уровней в ПГ подачей питательной воды от ВПЭН.	Отключение генератора через 30 с после закрытия СК турбины. Электроснабжение СН по штатной схеме от ТСН-1 и ТСН-2.	По сигналу “Разность температур насыщения 1-го и 2-го контуров более 75оС и Pпп в паропроводе менее 4,9МПа и Т1к200оС” (dts 2к > 75 оC при Т1к>200оС и Рпг <4,9МПа ) включаются в работу системы безопасности. В случае фор-ия сигнала (dts 2к > 75 оC при Т1к>200оС и Рпг <4,9МПа) закрытие арматуры питательной (RL) и аварийной (TX) питательной воды Отключение ГЦН YD10,20,30,40D01

Приложение 4 Изменения состояния блока в момент нарушения

Признаки аварии	Реактор	1 контур	2 контур	Электроснабжение	Системы без-ти
1	2	3	4	5	6
Сигнал АЗ “Разность температур насыщения 1-го и 2-го контуров 75оС и давление в паропроводе менее 4,9МПа ”. (dts 2к > 75 оC при Т1к>200оС и Рпг <4,9МПа). Закрытие отсечных клапанов TX50,60,70,80S06. Закрытие СК турбины. Не прекращающееся быстрое снижение давления и Нпг в одном из ПГ YB10,20,30,40W01. Шум и запаривание в турбинном зале или повышение параметров под оболочкой.	Падение всех ОР СУЗ, после срабатывания АЗ тепловая мощность реактора снижается до уровня остаточных энерговыделений. При отключении ГЦН расход через реактор снижается в соответствии с «выбегом» ГЦН затем определяется интенсивностью естественной циркуляции	Резкое снижение параметров до момента закрытия отсечных клапанов на не поврежденных ПГ TX50S06, TX60S06, TX70S06, TX80S06 и «выпаривания» поврежденного ПГ, затем повышение параметров до момента срабатывания БРУ-А и стабилизация на уровне, определяемом работой БРУ-А	Резкое снижение давления. Закрытие СК турбины при Рп= 5,2МПа. Закрытие отсечных клапанов TX50,60,70,80S06. Снижение уровня и локализация по питательной и аварийной питательной воде поврежденного ПГ.; стабилизация уровней в не поврежденных ПГ подачей питательной воды от ВПЭН или насосов системы TX. Стабилизация давления в не поврежденных ПГ работой БРУ-А	Отключение генератора через 30 с после закрытия СК турбины. Электроснабжение СН по штатной схеме от ТСН-1 и ТСН-2.	По сигналу “Разность температур насыщения 1-го и 2-го контуров более 75оС и давление в паропроводе менее 4,9МПа и Т1к=200оС” (dts 2к > 75 оC при Т1к>200оС и Рпг <4,9МПа) включение в работу систем безопасности. В случае повышения давления под оболочкой более 30кПа насосы TQ11,21,31D01 подают раствор борной кислоты на спринклерные устройства. Формирования сигнала (dts 2к > 75оC при Т1к>200оС и Рпг <4,9МПа) в поврежденном ПГ и отключение ГЦН; закрытие арматуры питательной (RL) и аварийной питательной воды (TX) на этот ПГ.

Приложение 5 Изменения состояния блока в момент нарушения

Признаки нарушения	Реактор	1 контур	2 контур	Эл. снабжение	Системы безопасности
1	2	3	4	5	6
Закрытие СК приводных турбин ТПН SA51,52 на мнемосхеме БПУ. Сигнал ПЗ-1 "Отключение ТПН", закрытие СК турбины. Сигнализация на БПУ "Ускоренная разгрузка блока". Снижение мощности реактора по АКНП. Снижение уровней во всех ПГ. Снижение уровней в RL21,22В01 конденсаторе турбины. Шум и запаривание в турбинном зале или помещении А-820.	По фактору закрытия 2-х из 4-х СК турбины сбрасывается выбранная для УРБ группа органов СУЗ. Снижение мощности реактора РОМ по цепям ПЗ-1 до 8-10% ном. После срабатывания АЗ мощность реактора снижается до уровня остаточных энерговыделений.	Резкое повышение давления в 1 к, уровня в КД. Открываются клапаны впрыска YP11,12,13S02. Снижение давления в 1 к, температуры в горячих нитках петель, уровня в КД. Закрываются клапаны впрыска. При снижении уровня в любом ПГ YB10(20,30,40) W01 до1750мм отключается соответственно ГЦН YD10(20,30,40) D01.	По фактору закрытия СК приводных турбин ТПН SA51,52 происходит закрытие СК турбины. Давление резко возрастает. Открываются БРУ-К. При Pп >7,3МПа открываются БРУ-А. При снижении Рп<6,8МПа закрываются БРУ-А. Включаются ВПЭН RL51,52D01. Уровни в ПГ снижаются. Стабилизация уровней в ПГ подачей от насосов TX10,20,30D01. Снижение уровней в конденсаторе турбины.	Отключение генератора через 30с после закрытие СК турбины. Электроснабжение СН по штатной схеме от ТСН-1 и ТСН-2.	Вкл. насосы ТХ10D01, TX20,30D01при снижении уровней в ПГ до 135см, и 120см соответственно и подают воду в ПГ по линии аварийной питательной воды.

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)

Время сек.	Событие	Сигнал
0.0	Течь Ду=190 на паропроводе ПГ4 до БЗОК вне гермообъема АЭС
7,5	Переход ЭЧСР в РДМ (режим минимального давления). Разгрузка турбины (РКТГ - закрытие регулирующего клапана турбогенератора)	P2<5,8 МПа
13,7	Включение блокировки ТЭН КД	P1<15,38 МПа
348	Отключение всех КЭН 2-ой ступени(снижение уровня в ПНД-2). Работа ПЗ-1. Разгрузка РУ.	Снижение H<100мм в ПНД-2
395	Снижение уровня в Д-7 до третьего предела (<1300мм). Отключение 2-х ТПН.	Hд<1300мм
397	Срабатывание АЗ	Отключение 2-х ТПН
398	Закрытие стопорных клапанов ТГ	Отключение 2-х ТПН
400	Начало подачи H3BO3 по линии ТК насосами ТВ10	АЗ
406	Включение БРУ-К и работа в режиме поддержания давления пара в паропроводе	P>6,5 МПа
418	Достижение уставки на срабатывание ТЗ по сигналу второго контура на запуск механизмов систем безопасности по АСП. Закрытие БЗОК.	Pпг4<4,9 МПа ts>75єC
420	Начало подачи раствора Н3ВО3 в 1-ый контур насосами TQ14-34	P1<14,8 МПа
678	Достижение уставки на срабатывание ТЗ по сигналу второго контура на запуск механизмов систем безопасности по АСП. (ПГ-3)	Pпг3<4,9 МПа ts>75єC
775	Достижение уставки на срабатывание ТЗ по сигналу второго контура на запуск механизмов систем безопасности по АСП. (ПГ-1)	Pпг1<4,9 МПа ts>75єC
826	Достижение уставки на срабатывание ТЗ по сигналу второго контура на запуск механизмов систем безопасности по АСП. (ПГ-2)	Pпг2<4,9 МПа ts>75єC
1800	Параметры реакторной установки соответствуют следующим значениям: T1=270 єС; P1=14,8МПа; Pпг4=0МПа; С=5,1 г Н3ВО3/кгН2О; Pпг1=5,2МПа; Pпг2=5,3МПа; Pпг3=5,3МПа; Lкд=7,4м.

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)

Время сек.	Событие	Сигнал
0.0	Течь Ду=250 на паропроводе ПГ4 до БЗОК вне гермообъема АЭС
9,3	Переход ЭЧСР в РДМ(режим минимального давления). Разгрузка турбины (РКТГ - закрытие регулирующего клапана турбогенератора)	P2<5,8 МПа
56	Включение блокировки ТЭН КД	P1<15,38 МПа
180	Срабатывание АЗ. Работа ТЗ. Закрытие БЗОК.	Pпг4<4,9 МПа ts>75єC
182	Начало подачи H3BO3 в первый контур насосами TQ14-34	P1<14,8 МПа
183	Начало подачи Н3ВО3 по линии ТК насосами ТВ10	АЗ
190	Закрытие стопорных клапанов ТГ	АЗ
283	Достижение уставки на срабатывание ТЗ по сигналу второго контура на запуск механизмов систем безопасности по АСП. (ПГ-3). Закрытие БЗОК на паропроводе ПГ-3.	Pпг3<4,9 МПа ts>75єC
348	Достижение уставки на срабатывание ТЗ по сигналу второго контура на запуск механизмов систем безопасности по АСП. (ПГ-1)	Pпг1<4,9 МПа ts>75єC
374	Достижение уставки на срабатывание ТЗ по сигналу второго контура на запуск механизмов систем безопасности по АСП. (ПГ-2)	Pпг2<4,9 МПа ts>75єC
1800	Параметры реакторной установки соответствуют следующим значениям: T1=244 С; P1=15,1МПа; Pпг4=0МПа; С=6,4 г Н3ВО3/кгН2О; Pпг1=4,4МПа; Pпг2=4,6МПа; Pпг3=4,3МПа; Lкд=6м.



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)

Время сек.	Событие	Сигнал
0.0	Течь Ду=265 на паропроводе ПГ4 до БЗОК вне гермообъема АЭС
7,5	Переход ЭЧСР в РДМ(режим минимального давления).Разгрузка турбины (РКТГ- закрытие регулирующего клапана турбогенератора)	P2<5,8 МПа
17	Включение блокировки ТЭН КД	P1<15,38 МПа
48	Срабатывание АЗ.Работа ТЗ. Закрытие БЗОК.	Pпг4<4,9 МПа ts>75єC
49	Начало подачи H3BO3 в первый контур насосами TQ14-34	P1<14,8 МПа
51	Начало подачи Н3ВО3 по линии ТК насосами ТВ10	АЗ
59	Закрытие стопорных клапанов ТГ	АЗ
148	Достижение уставки на срабатывание ТЗ по сигналу второго контура на запуск механизмов систем безопасности по АСП. (ПГ-3). Закрытие БЗОК на паропроводе ПГ-3.	Pпг3<4,9 МПа ts>75єC
219	Достижение уставки на срабатывание ТЗ по сигналу второго контура на запуск механизмов систем безопасности по АСП. (ПГ-1)	Pпг1<4,9 МПа ts>75єC
251	Достижение уставки на срабатывание ТЗ по сигналу второго контура на запуск механизмов систем безопасности по АСП. (ПГ-2)	Pпг2<4,9 МПа ts>75єC
1800	Параметры реакторной установки соответствуют следующим значениям: T1=244 С; P1=14,4МПа; Pпг4=0МПа; С=6,42г Н3ВО3/кгН2О; Pпг1=4,3МПа; Pпг2=4,5МПа; Pпг3=4,3МПа; Lкд=6,9м.

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)

Время сек.	Событие	Сигнал
0.0	Течь Ду=600 на паропроводе ПГ-4 до БЗОК вне гермообъема АЭС
1,3	Срабатывание АЗ. Работа ТЗ. Закрытие БЗОК	Pпг4<4,9 МПа ts>75єC
2,8	Переход ЭЧСР в РДМ(режим минимального давления).Разгрузка турбины (РКТГ- закрытие регулирующего клапана турбогенератора)	P2<5,8 МПа
3	Начало подачи H3BO3 в первый контур насосами TQ14-34	Pпг4<4,9 МПа ts>75єC
4	Начало подачи Н3ВО3 по линии ТК насосами ТВ10	АЗ
6	Отключение ТПН-1,2	ts>75єC
8	Закрытие стопорных клапанов ТГ
78	Достижение уставки на срабатывание ТЗ по сигналу второго контура на запуск механизмов систем безопасности по АСП. (ПГ-3). Закрытие БЗОК на паропроводе ПГ-3.	Pпг3<4,9 МПа ts>75єC
165	Достижение уставки на срабатывание ТЗ по сигналу второго контура на запуск механизмов систем безопасности по АСП. (ПГ-1)	Pпг1<4,9 МПа ts>75єC
191	Достижение уставки на срабатывание ТЗ по сигналу второго контура на запуск механизмов систем безопасности по АСП. (ПГ-2)	Pпг2<4,9 МПа ts>75єC
230	Включение всех ТЭН КД	P1<15,38 МПа
1800	Параметры реакторной установки соответствуют следующим значениям: T1=258єC; P1=11,1МПа; Pпг4=0МПа; С=6,5 г Н3ВО3/кгН2О; Pпг1=4,6МПа; Pпг2=4,7МПа; Pпг3=4,7МПа; Lкд=7,2м.

Размещено на www.allbest.