АЭУ АЭС с ВВЭР. Влияние эксплуатационных факторов на работу конденсатора

      b) По факту давления под оболочкой более 0,003кг/см² отключаются TL22D01(02,03) и закрываются локализующие гермоклапана с запретом открытия:

TL25S06, TL22S09, TL42S03, TL45S06, TL02S05, TL02S06, TL02S11,

TL02S12,

XQ99S01, XQ10S01,

TL25S05, TL22S08,

TL42S02, TL45S05,

TL22S07, TL42S01, TL02S03, TL02S04, TL02S13, TL02S14, XQ99S03,

XQ10S03.

    

 c) Происходит закрытие локализующей арматуры по всем трем системам безопасности, закрывается пожарная арматура на входе в гермозону UJ11, 12, 13S12. Закрывается с запретом открытия арматуры подачи сжатого воздуха к пневмоприводам в гермооболочке UT10,30S04,05,06, UT10S14,15,16 (UT30S05,06,  UT10S15,16 – на бл. 5,6).

      d) По факту повышения давления под ГО отключается TL01D01-06, TL04D01,02,03,TL05D01,02,03, ТL02D01,02.

      e) Происходит запуск механизмов систем безопасности в соответствии с I программой, без обесточивания.

Включаются  следующие механизмы:

TQ11,21,31D01

TQ12,22,32D01

TQ13,23,33D01

TX10,20,30D01

TL13D01,02,03

По факту включения TQ12,22,32D01 включаются TL10D01,02,03. На все выше перечисленные механизмы, а также QF11,21,31D01,02 накладывается запрет дистанционного отключения.

      f) Закрывается с запретом дистанционного открытия арматура TQ13,23,33S09; TQ12,22,32S02,03,05; TQ10,20,30,S07,08,09 TQ13,23,33S30,31,32

      g) Открывается с запретом дистанционного закрытия:

TQ13,23,33S07,26; TQ12,22,23,32S04,06; TQ12S07; TQ22,32S10.

TX10,20,30S04,05; TX12S01; TX13S01;TX22S03; TX31S03.

      h) Накладывается запрет закрытия TQ10,20,30S01-HY20,22,24. Закрывается с запертом открытия TQ41,42,43S04, отключаются (если были в работе) TQ51,52D01(бл.6).

      i) По факту повышения давления под оболочкой более 0,3 кгс/см² изб. по АСП происходит включение TQ11(21,31)D01 и одновременное открытие с запретом закрытия арматуры TQ11(21,31)S03(10), TQ11(21,31)S11 (12), открытие TQ11(21,31)S06 и накладывается запрет открытия на TQ11(21,31)S14.

      j) Контролировать работу систем безопасности по форматам:

TQ11,21,31M; TQ12,22,32М; TQ13,23,33M, TQ14,24,34M; TX00M1,2;

TX00M; TQ00M1,2,3; TQ40M

   9) После включения спринклерных  насосов и подачи борного раствора  в гермообъём давление и температура  в гермообъёме начинают медленно  снижатся со скоростью:

температура парогазовой смеси - (0,1-0,4) °С/мин

давление в гермообъёме - (0,01-0,05) кгс/см² мин -УВС, TQ00T01-06 TQ10,20,30P17

   10) Уменьшение давления в ГПК  и неповреждённых парогенераторах  приводит также к срабатыванию  разрывных защит по этим паропроводам и посадке соответствующих БЗОК.

   11) В начальной стадии происходит  резкое уменьшение давления в  1 контуре и уровня в КД. После  посадки всех БЗОК и выпаривания  воды из ПГ параметры начнут  восстанавливатся. Температура теплоносителя  в активной зоне реактора достигает своего минимального значения 220°С к 200 с. Режим расхолаживания 1 контура при этой аварии менее интенсивен, чем при разрыве паропровода.

       6.3.6 Действия персонала:

1) Проконтролировать  и продублировать срабатывание  АЗ РУ.

Включить насосы ТВ10D02(03,04) на всас работающего подпиточного насоса 1 контура ТК21(22,23)D01,02 и увеличить  интенсивность водообмена до 60 т/час  снятием с автомата и открытием  дистанционно ТК81,82S02. (При этом проконтролировать открытие ТК31,32S02 регулятором YPC02).

          При отсутствии возможности подачи  борной кислоты в 1 контур системами  ТВ10-TK включить в работу на 1 контур ТQ14,24,34D01, закрыть ТQ14,24,34S03,04.

2) Обеспечить локализацию поврежденного ПГ.

Проконтролировать отключение ГЦН1(2,3,4) "повреждённой" петли.

Проконтролировать закрытие подачи основной и аварийной питательной воды на "повреждённый" ПГ1(2,3,4):

ПГ1: RL71S01,02,03,04, TX11S05, TX21S02.

     ПГ2: RL72S01,02,03,04, TX13S05, TX31S02,03.

     ПГ3: RL73S01,02,03,04, TX14S05, TX32S02,03.

          ПГ4: RL74S01,02,03,04, TX12S01,05, TX22S02,03.

         Проконтролировать закрытие отсечного клапана БЗОК повреждённого паропровода ТХ50(60,70,80)S06. Убедиться, что после посадки БЗОК снижение давления в соответствующем ПГ1(2,3,4) прекратилось.

3) Проконтролировать  включение механизмов САОЗ:

Проконтролировать запуск каналов  СБ по сигналу "Разрыва 2 контура": "DTs ³ 75 ^oC, Р2к £ 50 кгс/см², Т1к ³ 200 ^oC" согласно приложения 8.

Проконтролировать закрытое состояние напорной арматуры TQ11,21,31 S03,10 и открытие через 10 с после включения насосов TQ13,23,33D01, TQ11,21,31D01 их задвижек рециркуляции TQ11,21,31S02,09, TQ13,23,33S05,06.

4) После  повышения давления в повреждённом  ПГ1(2,3,4) более 52 кгс/см² осмотром шкафа УКТС СБ HV(HW,HX)98, проконтролировать снятие защиты: "ΔР обратного клапана пп<-2 кгс/см² и Рпп<52 кгс/см²". Подать питательную воду на "повреждённый" ПГ1(2,3,4) и произвести его дозаполнение до номинального уровня, не допуская снижения давления в нем менее 52 кгс/см², в следующей последовательности: дозаполнение до номинального уровня произвести подачей аварийной питательной воды от насосов TX10(20,30)D01, после восстановления номинального уровня подачу питательной воды осуществлять от ВПЭН RL51,52D01 через RL71(72,73,74)S03,04.

5) Проконтролировать  посадку СРК ТГ, выполнить операции  при посадке СРК.

6) Уведомить  руководство АЭС о происшедшей  аварии.

7) Контролировать  увеличение концентрации борной  кислоты в 1 контуре до стояночной  согласно АНФХ отбором ручного анализа каждые 30 мин.

8)Через  15 минут после снятия сигнала  разрыва паропровода вывести  запреты программы СП и отключить  насосы, включенные АСП: TQ11,21,31D01, TQ12,22,32D01, TX10,20,30D01, TQ13,23,33D01.

9) После  увеличения концентрации борной кислоты в 1 контуре до стояночной согласно АНФХ, приступить к расхолаживанию 1 контура со скоростью 30°С/час через БРУ-К или БРУ-А.

 

       6.3.7 Проведение вероятностного анализа безопасности с построением вероятностных моделей безопасности: “Дерева отказов” и “Деревьев событий”

«Дерево отказов»  лежит в основе логико-вероятностной модели причинно-следственных связей отказов системы с отказами, ее элементов и другими событиями. При анализе возникновения отказа, дерево отказов состоит из последовательностей и комбинаций нарушений и неисправностей, и представляет собой многоуровневую графологическую структуру причинных взаимосвязей, полученных в результате прослеживания опасных ситуаций в обратном порядке, для того чтобы отыскать возможные причины их возникновения.

«Дерево отказов» строится для качественной оценки безопасности.

Схема «Дерева отказов» для ИСА  «Разрыв трубопровода питательной  воды» изображена на рисунке 6.16 и  включает следующие вероятностные  события:

   1.Разрыв главного паропровода в пределах ГО.

   2.Повышения давления под  ГО.

             3.Незакрытие вентиляции 

             4.Незакрытие ПНА(локализующей арматуры)

             5.Незапуск ТQ11

             6.Невключение САОЗ

             7.Неоткрытие ПСУ, отсутствие расхода  пит.воды

             8.Выход РАВ

        9.Расплавление  а.з.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 6.16 «Дерево отказов» для ИСА: «разрыв трубопровода питательной  воды»

 

          6.3.9 Построение вероятностной модели системного “Дерева событий”

СДС – графологическая вероятностная модель безопасности, которая отражает возможные пути развития аварии и определяет конечные состояния объекта, являющиеся реализацией определённых комбинаций промежуточных событий, которые влияют на процесс развития данной аварии.

В данном СДС производится вероятностная  оценка расплавления а.з. ЯР при данном ИСА.

Вероятностная оценка аварии на реактор  в год, Р/год

K

10-4

5×10-12

5×10-9

2.5×10-16

5×10-8

2.5×10-13

5×10-13

2.5×10-20

5×10-8

2.5×10-13

10-8

5×10-12

5×10-8

2.5×10-13

Последствия аварии

I

нет плавления* нет выхода РВ

нет плавления нет выхода РВ

Есть плавления нет выхода РВ

нет плавления нет выхода РВ

нет плавления нет выхода РВ

нет плавления нет выхода РВ

Есть плавления нет выхода РВ

естьплавления есть выхода РВ

Есть плавления нет выхода РВ

Есть плавления есть выхода РВ

Есть плавления нет выхода РВ

Есть плавления выход РВ

естьплавления естьвыхода РВ

Есть плавления естьвыхода РВ

Сплинк-лерная система (TQ11)

H

Лок. арматура

G

САОЗ НД (TQ12)

F

САОЗ ВД (TQ13)

E

Защита 2го контура от избыточного давления

D

САОЗ ВД (TQ14)

C

Аварий-ная защита

B

Разрыв главного паропрово-да в преде-лах ГО

A

6.3.10 Пределы и условия нормальной и безопасной эксплуатации ядерной

энергетической установки

В целях обеспечения надежности и безопасности АЭС для переменных эксплуатационных параметров устанавливаются пределы и условия нормальной и безопасной эксплуатации, которые можно разделить на три группы:

1. Пределы и условия нормальной  эксплуатации;

2. Пределы безопасной эксплуатации;

3. Проектные пределы для аварий.

Принятие в проекте эксплуатационные пределы определяют рабочий диапазон нормальной эксплуатации АЭС, в рамках которого не должны происходить неисправности и повреждения. Для переменных параметров, определяющих эксплуатационные пределы и условия, устанавливаются уставки технологических защит и блокировок, которые контролируются автоматическими системами управления и защиты СУЗ. Установленные пределы безопасной эксплуатации имеют уставки срабатывания систем безопасности. Проектные пределы для аварий характеризуют параметры и возможное состояние оборудования, при превышении которых  возникают различные аварийные ситуации. На рисунке 5.1 представлена оценка этих пределов по изменению давления в первом контуре РУ В-320. 

 

Рисунок 6.18 – Оценка  условий и пределов безопасной эксплуатации  Ι-го контура РУ В-320

Нормальное значение –160+/-2 кгс/см²

Нижний эксплуатационный предел – 155 кгс/см²

Верхний эксплуатационный предел –165кгс/см² – ПЗ-2

Предел нормальной эксплуатации –172 кгс/см² – ПЗ-1

Предел безопасной эксплуатации –180 кгс/см² – АЗ

Предел проектной аварии –250 кгс/см²

Запроектные  аварии  250 кгс/см²

 

6.3.11 Оценка мероприятий организационно - технического характера, направленных на предотвращение и ослабление аварий

Предотвращение неисправностей и  нарушений, ведущих к авариям, особенно к авариям, которые могут привести к серьёзному повреждению а.з.- это основной стратегический принцип обеспечения безопасной эксплуатации АЭС. Реализация этого принципа осуществляется за счет конструктивных средств и эксплуатационных мероприятий.

Первое средство предотвращения аварий связано с достижением высокого качества проектирования, изготовления и монтажа оборудования и эксплуатации АЭС, что существенно снижает  вероятность возникновения аварийных  ситуаций.

Вторым средством предотвращения аварий является применение систем безопасности в дополнение к системам нормальной эксплуатации. При этом достоинством СБ является широкое использование резервирования и физического разделения компонентов, а также использование пассивных СБ.

Пассивные СБ функционируют наиболее надежно в аварийных ситуациях, так как действуют без команд на включение и не требуют энергетического обеспечения.