Лекция-2-3-Проектные пределы и условия, защиты САОЗ, уставки АЗ

2, 3

Проектные пределы и условия, защиты САОЗ, уставки АЗ

Содержание
13 TOC \o "1-2" \h \z \u 1413 LINK \l "_Toc492226638" 141. Основные определения 13 PAGEREF _Toc492226638 \h 1421515
13 LINK \l "_Toc492226639" 142 Основные состояния РУ 13 PAGEREF _Toc492226639 \h 1471515
13 LINK \l "_Toc492226640" 143 Проектные пределы 13 PAGEREF _Toc492226640 \h 1491515
13 LINK \l "_Toc492226641" 143.1 Пределы безопасной эксплуатации 13 PAGEREF _Toc492226641 \h 1491515
13 LINK \l "_Toc492226642" 143.2 Эксплуатационные пределы 13 PAGEREF _Toc492226642 \h 14111515
13 LINK \l "_Toc492226643" 144. Условия безопасной эксплуатации РУ 13 PAGEREF _Toc492226643 \h 14161515
13 LINK \l "_Toc492226644" 145. Эксплуатационные пределы и условия безопасной эксплуатации РУ в переходных режимах работы энергоблока 13 PAGEREF _Toc492226644 \h 14191515
13 LINK \l "_Toc492226645" 146. Сигналы на запуск систем безопасности 13 PAGEREF _Toc492226645 \h 14201515
13 LINK \l "_Toc492226646" 147. Сигналы АЗ, УРБ, ПЗ-1, ПЗ-2 13 PAGEREF _Toc492226646 \h 14261515
13 LINK \l "_Toc492226647" 147.1 Действие и сигналы АЗ 13 PAGEREF _Toc492226647 \h 14261515
13 LINK \l "_Toc492226648" 147.2 Действие и сигналы УПЗ 13 PAGEREF _Toc492226648 \h 14311515
13 LINK \l "_Toc492226649" 147.3 Действие и сигналы ПЗ-1 13 PAGEREF _Toc492226649 \h 14321515
13 LINK \l "_Toc492226650" 147.4 Действие и сигналы ПЗ-2 13 PAGEREF _Toc492226650 \h 14331515
13 LINK \l "_Toc492226651" 147.5 Действие и сигналы АРМ 13 PAGEREF _Toc492226651 \h 14341515
13 LINK \l "_Toc492226652" 148. Роль и место СУЗ в системе управления энергоблоком АЭС 13 PAGEREF _Toc492226652 \h 14361515
15


Источники:
1. ОПБ-2008 - Общие положения безопасности атомных станций (НП 306.2.141-2008)
2. МАГАТЭ - Пределы и условия для эксплуатации и эксплуатационные процедуры для атомных электростанций. Серия руководства. № NS-G-2.2.
3. ТРБЭ ЗАЭС-5 - Технологический регламент безопасной эксплуатации энергоблока №5 Запорожской АЭС (ГТ.РГ.1794/09.ИИ)
4. Основы безопасности АЭС с водоводяными реакторами. В.А. Герлига, В.В. Полтавченко, В.И. Скалозубов. Киев, 1993.

1. Основные определения
Проектные пределы – значения параметров и характеристик состояния систем (элементов) и АС в целом, установленные в проекте для нормальной эксплуатации и нарушений нормальной эксплуатации, включая предаварийные ситуации и аварии.
Эксплуатационные пределы – значения параметров и характеристик состояния систем (элементов) и АС в целом, заданных проектом для нормальной эксплуатации.
Пределы безопасной эксплуатации АС – установленные проектом значения параметров технологического процесса, отклонения от которых могут привести к аварии.
Условия безопасной эксплуатации – установленные проектом минимальные условия по количеству, характеристикам, состоянию работоспособности и условиям технического обслуживания систем (элементов), важных для безопасности, при которых обеспечивается соблюдение пределов безопасной эксплуатации и/или критериев безопасности.
Эксплуатация с отклонениями – эксплуатация АС с нарушением эксплуатационных пределов или условий, но без нарушения пределов или условий безопасной эксплуатации.
При нормальной работе РУ температура теплоносителя не является абсолютно стабильной, она немного изменяется, но сохраняется в области стационарной эксплуатации с помощью автоматической системы управления РУ или действий оператора в соответствии с эксплуатационными инструкциями.
Если температура превысит значения стационарной области вследствие, например, изменения нагрузки блока или отказа системы управления и достигнет уставки предупредительного сигнала, то оператор должен предпринять действия дополняющие действия автоматических систем для снижения параметра до стационарных значений, не позволяя ему достичь предела НЭ (кривая №1). При оценке хода изменения температуры принимают во внимание некоторую задержку ответных действий оператора.
Пределы НЭ (или по ОПБ – эксплуатационные пределы) могут быть выбраны на любом уровне между областью стационарной эксплуатации и уставками срабатывания СБ на основе результатов анализа безопасности. Как правило, имеются запасы между уставками предупредительных сигналов и пределами НЭ, для того, чтобы учесть обычные флюктуации, возникающие при нормальной эксплуатации. Обычно также существует зазор между эксплуатационными пределами и уставками для приведения в действие СБ для того, чтобы дать возможность оператору управлять переходным процессом, не допуская включения СБ. Если достигнут эксплуатационный предел, но оператор успешно предпринял корректирующие действия для предотвращения достижения уставок СБ, то переходный процесс будет иметь вид, представляемый кривой №2.
При неправильных действиях систем управления, ошибках операторов или по каким-либо другим причинам, контролируемый параметр может достичь уставки СБ в точке А, что приведет к срабатыванию СБ, в нашем случае – АЗ. Действие этой системы будет эффективно только в точке В из-за внутренних задержек в схемах и малой эффективности исполнительных органов в начале их движения, когда они полностью выведены из активной зоны. Поэтому следует обеспечить такую эффективность АЗ, чтобы предотвратить достижение предела безопасной эксплуатации и возможное повреждение оболочек твэлов (такому ходу процесса соответствует кривая №3).
Пределы безопасности устанавливаются с целью предупреждения неприемлемых выбросов радиоактивных веществ со станции. Пределы устанавливаются, с одной стороны, для величин сбросов и выбросов радиоактивности за пределы станции, допустимой негерметичности твэлов, протечек теплоносителя из активного контура и т.п., а, с другой, – для некоторых технологических параметров (температур топлива и оболочек твэлов, давления теплоносителя и т.д.) и других эксплуатационных характеристик, могущих повлиять на выход радиоактивности из топлива, из контура теплоносителя или за пределы станции.
Пределы безопасности можно объединить в три группы:
· пределы, ограничивающие годовые выбросы и сбросы радиоактивных веществ за границы станции, а также облучения персонала;
· пределы, устанавливающие максимальные уровни активности теплоносителя и протечек из первого контура;
· максимально допустимые значения наиболее важных для безопасности технологических параметров.

Наконец, в случае отказа, который выходит за рамки наиболее тяжелых событий, на которые рассчитана станция, либо в случае отказа или многочисленных отказов СБ, может стать возможным превышение температурой оболочек топлива установленных пределов безопасной эксплуатации (кривая №4) и, как следствие, произойти повреждение оболочек твэлов и выброс радиоактивных веществ.
 
Далее дополнительно к АЗ могут быть включены другие СБ (или при достижении аварийных уставок другими параметрами, или операторами), чтобы в ограничить последствия аварии, т.е. приняты меры по управлению аварией.





Уставки систем – это те значения технологических параметров, при достижении которых СБ или отдельные защитные устройства автоматически включаются в работу. Они ограничивают развитие ожидаемых при эксплуатации событий так, чтобы либо не превышались пределы безопасности, либо смягчались последствия постулированных аварий. Уставки, естественно, могут быть различными для различных состояний станции. Например, для низких мощностей реактора требуются более низкие уставки защиты по уровню мощности.
Чтобы избежать слишком частого срабатывания СБ, что нежелательно, уставки по технологическим параметрам устанавливаются так, чтобы оставить приемлемые интервалы запаса между нормальными рабочими значениями параметров и заданными уставками, не допуская, конечно, ухудшения требуемой эффективности СБ.
Пределы и условия НЭ (ПУ НЭ) предназначены для того, чтобы обеспечить надежную и безопасную эксплуатацию блоков АЭС во всех режимах в границах, определенных в проекте. При этом для каждого режима НЭ они устанавливаются индивидуально, отражая его специфику.
ПУ НЭ включают в себя пределы по технологическим параметрам (мощности реактора, температурам, давлениям, уровням, расходам и т.д.) для всех важных для безопасности систем, ограничения по скоростям изменения этих параметров, по допустимому количеству нормальных и экстренных переходных режимов, а также другие важные для безопасности и надежности эксплуатации параметры, такие как химический состав и радиоактивность рабочих сред, величины их утечек или протечек, выбросы радиоактивных веществ в окружающую среду и т.п. ПУ НЭ включают в себя также предписанные регламентом действия персонала и допустимое время для выполнения этих действий.

Консервативный подход - подход, согласно которому для параметров и характеристик конструкций, систем и элементов АС принимаются значение и границы, которые заведомо приводящие к более неблагоприятным результатам.
Классическое определение:
Консерватизм (от лат. conservo сохраняю) приверженность традиционным ценностям и порядкам, неизменность чего то.
Принцип единичного отказа – принцип, в соответствии с которым система должна выполнять заданные функции при любом требующем ее работы исходном событии и при независимом от исходного события отказе одного из активных элементов или пассивных элементов, имеющих механические движущиеся части.
Пассивная система (элемент) - система (элемент), функционирование которой связано только с событием, которое повлекло ее работу, и не зависит от работы другой системы (элемента). По конструктивным признакам пассивные системы (элементы) делятся на пассивные системы (элементы) с механическими движущимися частями (например, обратные клапаны) и пассивные системы (элементы) без механических движущихся частей (например, трубопроводы, емкости).
Активная система (элемент) - система (элемент), функционирование которой зависит от работы другой системы (элемента).
Первый контур – контур, вместе с системой компенсации давления, по которому циркулирует теплоноситель через активную зону, под рабочим давлением.
Стояночная концентрация борной кислоты в теплоносителе первого контура – концентрация, превышающая на 1 г/дм3 концентрацию, обеспечивающую подкритичность реактора не менее 0,02 (без учета погруженных ОР СУЗ) в состоянии активной зоны реактора с максимальным коэффициентом размножения.
Минимально-контролируемый уровень мощности реактора – минимальный уровень мощности реактора, достаточный для контроля за цепной реакцией с помощью штатной аппаратуры контроля (АКНП). МКУ считается достигнутым, если с помощью АКНП зафиксирован уровень мощности в диапазоне от 0,001 до 2,000 % от номинальной.
Энергетический уровень мощности – уровень мощности РУ, в диапазоне значений нейтронной мощности от 2,0 до 100 % Nном (характеризует состояние РУ «Работа на мощности»).
Аварийная ситуация – состояние атомной электростанции, характеризующееся нарушением пределов и/или условий безопасной эксплуатации, не перешедшее в аварию.
Авария – нарушение эксплуатации АЭС, при котором произошел выход радиоактивных продуктов и/или ионизирующих излучений за предусмотренные проектом для нормальной эксплуатации границы в количествах, превышающих установленные пределы безопасной эксплуатации. Авария характеризуется исходным событием, путями протекания и последствиями .
Проектная авария – авария, для которой проектом определены исходные события и конечные состояния и предусмотрены системы безопасности, обеспечивающие учетом принципа единичного отказа систем безопасности или одной, независимой от исходного события ошибки персонала, ограничение ее последствий установленными для таких аварий пределами.
Ядерная авария – авария, связанная с повреждением ТВЭЛов, превышающим установленные пределы безопасной эксплуатации, и/или облучением персонала, превышающим допустимое для нормальной эксплуатации, вызванная:
- нарушением контроля и управления цепной ядерной реакцией в активной зоне реактора;
- образованием локальной критичности при перегрузке, транспортировке и хранении ядерного топлива;
- нарушением теплоотвода от ТВЭЛов.
Аварийный останов – останов энергоблока, не предусмотренный предварительно поданной заявкой, вызванный действиями персонала в соответствии с требованиями инструкций или ложного или фактического срабатывания технологических защит, с переводом оборудования энергоблока в «горячее» или «холодное» состояние.
Плановый останов – останов энергоблока по предварительно согласованной заявке.
2 Основные состояния РУ

из ТРБЭ-5
5.1 Текущее состояние РУ должно определяться в соответствии с таблицей 5-1.

Таблица 5-1 Основные состояния РУ
№ п/п
Состояние РУ
Нейтронная мощность РУ
Температура 1-го контура
Дополнительные требования

1
Работа на мощности
более
2,0 % Nном
Номинальная в соответствии с нейтронной мощностью


2
Минимально контролируемый уровень мощности
от 10-5 до
2,0 % Nном
Номинальная в соответствии с нейтронной мощностью
Реактор критичен

3
Горячий останов
0
более
260 °С


4
Полугорячий останов
0
в пределах
от 130 до 260 °С
Давление над активной зоной не менее Ps(T1к+20(С) кгс/см2

5
Останов для испытаний
0
в пределах
от 70 до 130 °С


6
Холодный останов
0
менее
70 °С
Технологические разъемы оборудования первого контура уплотнены. Значение давления над активной зоной не более 35 кгс/см2

7
Останов для ремонта
0
менее
70 °С
Технологические разъем(ы) оборудования первого контура разуплотнен(ы)

8
Перегрузка топлива

0
Менее
70 °С
ВБ и БЗТ сняты, БВ и БМП заполнены до уровня в соответствии с программой перегрузки ЯТ. Выполнены условия, необходимые для начала операций с ЯТ и средствами воздействия на реактивность

Примечания:
1 Состояние РУ «Перегрузка топлива» заканчивается после завершения операций с ЯТ в реакторе.
2 Нейтронная мощность РУ «0 %» соответствует подкритическому состоянию реактора.
3 Подробное описание состояний и условий перевода РУ из состояния в состояние указано в Разделе 8.
4 Под состоянием РУ «Останов для испытаний» понимается состояние РУ в котором необходимо выполнить все требуемые испытания после ППР энергоблока в данном диапазоне температур ТПК до начала перевода РУ в состояние «Горячий останов».



3 Проектные пределы
3.1 Пределы безопасной эксплуатации

из ТРБЭ ЗАЭС-5
6.1 Пределы безопасной эксплуатации
При нарушении пределов безопасной эксплуатации реактор должен быть остановлен и РУ переведена в состояние «Холодный останов».

6.1.1 Пределы безопасной эксплуатации, характеризующие состояние защитных барьеров

Таблица 6.1.1-1 Пределы безопасной эксплуатации, характеризующие состояние защитных барьеров

Наименование параметра
Предельное значение

1 *
Суммарная удельная активность радионуклидов йода 131I(135I в теплоносителе первого контура
не более
1,85(108 Бк/дм3 (5(10-3 Ки/дм3)

2 **
Удельная активность радионуклида йода 131I в продувочной воде отдельного ПГ
не более
740 Бк/дм3 (2,0(10-8 Ки/дм3)


Удельная активность радионуклида йода 131I в продувочной воде всех ПГ
не более
185 Бк/дм3 (5,0(10-9 Ки/дм3)

3
Протечки теплоносителя из первого во второй контур в отдельном ПГ
не более
5,0 дм3/ч

4
Давление под гермооболочкой (абс.)
не более
5,0 кгс/см2

5
Активность газо-аэрозольного выброса радиоактивных веществ в атмосферу
Таблица 6.1.1-5



6.1.2 Пределы безопасной эксплуатации по технологическим параметрам РУ

Таблица 6.1-2 Пределы безопасной эксплуатации по технологическим параметрам РУ
Наименование параметра
Значение параметра


уставка срабатывания АЗ
после
срабатывания АЗ

1 Уровень плотности нейтронного потока в энергетическом диапазоне измерения, % от Nном
107
0

2 Максимальное давление в первом контуре, кгс/см2:



- при температуре оборудования первого контура более температуры хладноломкости
180
190**

- при температуре оборудования первого контура менее температуры хладноломкости
-
35

3 Минимальное давление в первом контуре, кгс/см2:



- при мощности не менее 75 % Nном
148
Ps(T1к+10(С)

- при мощности менее 75 % Nном
140
Ps(T1к+10(С)

4 Максимальное давление в одном из ПГ по второму контуру, кгс/см2
80
86**

5 Минимальное давление в одном из ПГ по второму контуру, кгс/см2
50
45*

6 Максимальная температура в горячей нитке петли, (С
Тном+8
Ts1к(10*

7 Минимальный уровень в одном из ПГ при включенном ГЦН, мм
Нном(650
Нном(1100*

8 Минимальный уровень в КД, мм
4600
4000

Примечания:
1 *Значение параметра может быть снижено в случае принятия решения о переводе энергоблока на режим, не предусматривающий выход на энергетический уровень мощности (например, расхолаживание).
2 **Кроме режимов гидроиспытаний и опробования ИПУ (ПГ, КД).
Максимальный перепад давления на активной зоне реактора для РУ В-320 - 4,5 кгс/см2, независимо от температуры ТПК.



ТПК – теплоноситель первого контура
3.2 Эксплуатационные пределы

из ТРБЭ
6.2 Эксплуатационные пределы

При нарушении эксплуатационных пределов персонал должен выполнить определенную последовательность действий, установленную техническим проектом, настоящим Регламентом, другой эксплуатационной документацией направленную на приведение РУ к нормальной эксплуатации.
В случае невозможности восстановления нормальной эксплуатации, РУ должна быть остановлена в срок, определяемый ГИ, за исключением случаев оговоренных в настоящем Регламенте.
Эксплуатационные пределы по показателям качества технологических сред первого и второго контуров для основных состояний РУ приведены в Разделе 10.
Регламентное положение ОР СУЗ приведено на Рисунке 6.2.2-1.

6.2.1 Эксплуатационные пределы, характеризующие состояние защитных барьеров
Таблица 6.2.1-1. Эксплуатационные пределы, характеризующие состояние защитных барьеров

Наименование параметра
Значение параметра

1
*Суммарная удельная активность радионуклидов йода 131I( 135I в теплоносителе первого контура
не более
3,7(107 Бк/дм3 (1,0(10-3 Ки/дм3)

2
Удельная активность йода 131I в продувочной воде отдельного ПГ
не более
370 Бк/дм3 (1,0(10-8 Ки/дм3)

3
Суммарная удельная активность сепарата СПП
не более
11,1 Бк/дм3 (3(10-10 Ки/дм3)

4
Удельная объёмная активность парогазовых сдувок с эжекторов турбины
не более
1,5(103 Бк/дм3 (4(10-8 Ки/дм3)

5
Мощность экспозиционной дозы гамма-излучения от паропровода на выходе из каждого ПГ
не более
4(10-7 Зв/ч (4(10-5 Р/ч)

6
Течи теплоносителя первого контура:



- по линии организованных протечек
не более 2,0 м3/ч


- по основному металлу или сварному соединению, по фланцевому соединению или сальниковому уплотнению
не допускаются

7
Протечка ТПК во второй контур в отдельном ПГ
не более 4,0 дм3/ч

8
Разрежение в ГО при проектной работе систем вентиляции
не менее
15 мм вод. ст.

9
Удельная активность радионуклидов в выбросе из венттрубы энергоблока
Таблица 6.2.1-2


6.2.2 Эксплуатационные пределы по технологическим параметрам РУ

6.2.2.1 Работа на мощности

Таблица 6.2.2-1 Эксплуатационные пределы по технологическим параметрам РУ в состоянии «Работа на мощности»
№ п/п
Наименование
параметра
Значение параметра при количестве работающих ГЦН



4
3
2 противо-положных
2 смежных

1
Максимально допустимая тепловая мощность реактора, с учетом точности ее поддержания системой регулирования
не более (100+2)% Nном
3060 МВт
не более (67+2)% Nном
2070 МВт
не более (50+2)% Nном
1560 МВт
не более (40+2)% Nном
1260 МВт

2
Тепловая мощность реактора заданная (разрешённая)
не более
100 % Nном
3000 МВт
не более
67 % Nном
2010 МВт
не более
50 % Nном
1500 МВт
не более
40 % Nном
1200 МВт

3****
Максимально допустимая тепловая мощность отдельной петли
не более
770 МВт

4
Максимально допустимый средний подогрев теплоносителя по петлям первого контура
не более
30,5(С
не более
24,5(С
не более
26,0(С
не более
21,0(С

5
Максимально допустимый подогрев теплоносителя первого контура в петле
не более 31,5(С
не более 28,5(С
не более
26,8(С
не более 26,7(С

6
Подогрев теплоносителя на кассете:






для ТВС-А с немодернизированной головкой без ПЭЛ;
не более 38,0 (С
не более 37,5 (С
не более 41,5 (С
не более 41,5 (С


для ТВС-А с немодернизированной головкой с ПЭЛ
не более 41,0 (С
не более 40,0 (С
не более 43,5 (С
не более 43,5 (С


для ТВС-М без ПЭЛ;
не более 39,7 (С
не более 39,5 (С
не более 43,7 (С
не более 43,7 (С


для ТВС-М с ПЭЛ
не более 42,6 (С
не более 42,1 (С
не более 45,8 (С
не более 45,8 (С

7
Нейтронная мощность (уставка срабатывания АЗ)
107 % Nном
77 % Nном
60 % Nном
50 % Nном

8
Нейтронная мощность (уставка срабатывания РОМ)
102 % Nном
69 % Nном
52 % Nном
42 % Nном

9
Давление теплоносителя над активной зоной реактора
в пределах
160(2 кгс/см2

10
Максимально допустимая температура теплоносителя на входе в реактор в любой из работающих петель
не более
288 °С

11
Средняя температура теплоносителя первого контура на выходе из реактора
не более
320 (С

12
Уровень теплоносителя в КД
в пределах
*Нном (T1кср.) (150 мм

13
Давление пара в рабо-тающем ПГ (по СВРК)
в пределах
63(1 кгс/см2

14
Уровень питательной воды в ПГ
в пределах
**Н ном (75 мм

15
Температура питательной воды к ПГ
не менее
162 (С

16
Коэффициент неравномерности энерговыделения*****
не более
*** Кq доп = 1,35 (для N = 100 % Nдоп)
Кvi доп для конкретной топливной загрузки должен быть приведен в АНФХ



Примечания:
1 При текущих значениях мощности (Nтек) менее допустимой (Nдоп) допустимые значения коэффициентов неравномерности энерговыделения по объему активной зоны (Кviтекдоп) не должны превышать значение Кviдоп 
· (, где
( = 1/(0,83  
· Nтек / Nдоп + 0,17)  для мощности Nтек =(0,0-1,00) Nдоп;
Кviдоп - допустимое значение коэффициента неравномерности энерговыделения по объему активной зоны в i-ом участке высоты активной зоны при работе реактора на допустимом от числа работающих ГЦН уровне мощности.
Расчет значений Кvi доп должен приводиться для каждой топливной загрузки активной зоны реактора. Установленные значения Кvi доп для различных моментов кампании должны быть указаны в АНФХ.
Nдоп - допустимое значение тепловой мощности реактора в зависимости от числа работающих ГЦН. Любые другие ограничения мощности РУ, обусловленные отказом систем или оборудования, работой на мощностном эффекте реактивности и т.д. не связывать со значением Nдоп, используемом при расчете ( и Nтек по п.п. 2, 3;
Nтек - текущее значение тепловой мощности реактора, МВт.
2 При превышении Кviтек допустимых значений (Кviтекдоп), текущее значение мощности РУ должно быть снижено согласно выражения:
Nтек =Nдоп /(Кvi тек/(Кvi доп ()), МВт.
3 *** При превышении максимального коэффициента неравномерности энерговыделения в активной зоне по ТВС (Kq) допустимого значения, тепловая мощность реактора должна быть снижена согласно выражения:
Nтек =Nдоп 1,35 / Kqmax, МВт, где
Kqmax - максимальное значение коэффициента неравномерности энерговыделения в активной зоне, определяемое для ТВС для текущего уровня мощности РУ.
4 При контроле мощности реактора указанной в п.п.1,2 данной таблицы должна использоваться мощность NАКЗ, рассчитанная СВРК, как средневзвешенное значение мощностей, полученных двумя и более способами, из которых обязательно должны быть расчеты по параметрам первого и второго контура.
5 * Номинальное значение уровня в КД Нном (T1кср.) приведено на рис. 6.2.2-2.
6 ** Н ном - номинальный уровень в ПГ на мощности 100% Nном.
7 **** Суммарное значение мощности по всем петлям не должно превышать значений, указанных в п.п.1 и 2.
8 ***** Ограничения по коэффициенту неравномерности энерговыделения вступают в силу при мощности более 10 % Nном

6.2.2.3 Горячий останов

Таблица 6.2.2-3 Эксплуатационные пределы по технологическим параметрам РУ в состоянии «Горячий останов»

Наименование параметра
Значение параметра

1
Температура ТПК
более 260 (С

2
Давление теплоносителя над активной зоной реактора
в пределах
от Р(Тгн +20) до 162 кгс/см2

3
Уровень теплоносителя в КД
не менее
Нном - 150 мм

4
Давление пара в ПГ
в пределах
64(2 кгс/см2

5
Уровень питательной воды в ПГ
не менее
Нном - 75 мм

6
Концентрация борной кислоты в теплоносителе первого контура
стояночная


4. Условия безопасной эксплуатации РУ

из ТРБЭ ЗАЭС-5
7 УСЛОВИЯ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РУ, УСТАНОВЛЕННЫЕ ДЛЯ СВБ, В ОСНОВНЫХ СОСТОЯНИЯХ РУ

Общие требования
УБЭ для каждой СВБ включают установленные проектом минимальные требования:
- по количеству работоспособных систем (элементов);
- по характеристикам (параметрам) систем (элементов);
- по состоянию работоспособности систем (элементов);
- по условиям и периодичности технического обслуживания систем (элементов).
При нарушении УБЭ персонал обязан зафиксировать нарушение и выполнить незамедлительные действия по переводу РУ в регламентируемое состояние в соответствии с требованиями данного раздела, за исключением случаев оговоренных в настоящем Регламенте особо.

При переводе РУ в регламентируемое (безопасное) состояние/допустимый уровень мощности РУ необходимо соблюдать следующие скорости расхолаживания/снижения мощности:
- скорость снижения мощности, включая перевод РУ в состояние «МКУ» – не более 3 % Nном/мин с учетом требований Таблицы 8.2-6;
- скорость расхолаживания при переходе РУ из состояния «Горячий останов» в состояние «Холодный останов» в режиме нормальной эксплуатации («плановом» порядке) - не более 30 °С/час (снижение температуры теплоносителя не более чем 30 °С в течение каждого часа).


Пример
7.3 Система аварийного охлаждения активной зоны высокого давления (TQ13,23,33). Система аварийной подачи бора высокого давления (TQ14,24,34)
Таблица 7.3-1 Контролируемые проектные параметры

Наименование параметра
Значение параметра
Ограничения при отклонении значения параметра

1
Уровень РБК в баке TQ13(23,33)В01
не менее
950 мм
Соответствующий канал системы TQ13(23,33) считается неработоспособным

2
Температура РБК в баке TQ13(23,33)В01
не менее 20 (55*) (С


3
Концентрация РБК в баке TQ13(23,33)В01
в пределах
от 39,5 до 44,5 г/дм3


4
Уровень РБК в баке TQ14(24,34)В01
не менее
3000 мм
Соответствующий канал системы TQ14(24,34) считается неработоспособным

5
Температура РБК в баке TQ14(24,34)В01
не менее 20 (55*) (С


6
Концентрация РБК в баке TQ14(24,34)В01
в пределах
от 39,5 до 44,5 г/дм3


Примечание: * Предел по температуре в баках при реализации подогрева баков


7.3.1 Работа на мощности, МКУ, Горячий останов, Полугорячий останов
7.3.1.1 В работоспособном состоянии три канала систем TQ13,23,33 и TQ14,24,34, включая:
- три насоса высокого давления TQ13,23,33D01;
- три насоса высокого давления TQ14,24,34D01;
- баки систем;
- арматура, СИТ, сигнализация, ТЗБ.
7.3.1.2 Выполнены мероприятия для арматуры на всасе насосов TQ13,23,33D01, TQ14,24,34D01 исключающие ее ложное закрытие.
Таблица 7.3-2 УБЭ РУ при отказах в системах TQ13,23,33 и TQ14,24,34

Неработоспособный элемент, нарушение в работе системы
Действия персонала
Допустимый уровень мощности/ состояние РУ
Допустимое время неработоспособного состояния

1
Один канал системы TQ13,23,33 при отклонении параметров до значений п.п. 1, 2, 3 Таблицы 7.3-1 или при возникновении неисправности, приводящей к неработоспособности канала
Проверить работоспособность двух других каналов системы. Устранить неисправность
100 % Nном
72 часа



Работоспособность не восстановлена за 72 часа



Перевести РУ в регламентируемое состояние. Устранить неисправность
Холодный
останов
До устранения

2
Один канал системы TQ14,24,34 при отклонении параметров до значений п.п. 4, 5, 6 Таблицы 7.3-1 или при возникновении неисправности, приводящей к неработоспособности канала
Проверить работоспособность двух других каналов системы. Устранить неисправность
100 % Nном
72 часа



Работоспособность не восстановлена за 72 часа



Перевести РУ в регламентируемое состояние. Устранить неисправность
Холодный
останов
До устранения

3
Более одного канала системы TQ13,23,33 или TQ14,24,34
Перевести РУ в регламентируемое состояние. Устранить неисправность
Холодный останов
До устранения


7.3.2 Останов для испытаний, Холодный останов
7.3.2.1 Выполнены мероприятия, исключающие опрессовку реактора и первого контура давлением более 35 кгс/см2 :
- системы TQ13,23,33 и TQ14,24,34 выведены из режима «Дежурство»;
- насосы отключены, их электрические схемы разобраны.
Разрешается сборка электросхем насосов в состоянии РУ «Останов для испытаний» для проведения испытаний в соответствии с Табицей П.4.1.
7.3.3 Останов для ремонта, Перегрузка топлива
7.3.3.1 В работоспособном состоянии два канала системы аварийного охлаждения активной зоны высокого давления TQ13,23,33 соответствующие КСБ находящимся в режиме «Дежурство».
7.3.3.2 Состояние системы аварийной подачи бора высокого давления TQ14,24,34 не регламентируется.
7.3.3.3 При отсутствии ЯТ в активной зоне реактора состояние системы аварийного охлаждения активной зоны высокого давления не регламентируется.
Таблица 7.3-3 УБЭ РУ при отказах в системе TQ13,23,33

Неработоспособный элемент, нарушение в работе системы
Действия персонала
Допустимый уровень мощности/ состояние РУ
Допустимое время неработоспособного состояния

1
Два канала системы аварийного охлаждения активной зоны высокого давления TQ13,23,33
Обеспечить работоспособное состояние как минимум двух каналов системы
Текущее состояние
2 часа



Работоспособность не восстановлена за 2 часа



Прекратить все ядерно-опасные работы. Обеспечить работоспособное состояние как минимум двух каналов системы
Текущее состояние.
До устранения.



5. Эксплуатационные пределы и условия безопасной эксплуатации РУ в переходных режимах работы энергоблока

из ТРБЭ ЗАЭС-5

8 ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПРЕДЕЛЫ И УСЛОВИЯ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РУ В ПЕРЕХОДНЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ ЭНЕРГОБЛОКА

8.1. Общие требования
8.1.1 Пуск энергоблока после останова с перегрузкой активной зоны реактора или после ликвидации аварий или остановов, связанных с нарушением УБЭ и/или ПБЭ, течами первого контура и неотсекаемыми от ПГ течами второго контура, разрешается только при наличии отдельного письменного разрешения Госатомрегулирования согласно /46/.
8.1.2 Пуск энергоблока в случаях указанных в п. 8.1.1, а также после останова РУ на срок более трех суток осуществляется под руководством ГИ, в остальных случаях руководителем пуска энергоблока (РПЭ) является ЗГИЭ или НБ по распоряжению ГИ.
8.1.5 В процессе пуска энергоблока должны последовательно выполняться проверки работоспособности и приведение в состояние готовности оборудования и систем, состояние и характеристики которых определяют выполнение УБЭ. Указания по объёму выполняемых испытаний и проверок на этапах пуска энергоблока приведены в Приложении П.2 и Приложении П.4.
8.1.6 По окончании ремонтных работ на системах и оборудовании, руководители подразделений, выполнявших на остановленном энергоблоке ТО и ремонт, должны сделать записи в соответствующей оперативной документации подразделений об окончании всех ремонтных работ и готовности систем и оборудования к проверкам и испытаниям.
8.1.8 Все ТЗБ по оборудованию РО должны быть опробованы и включены в работу до начала пуска РУ, по оборудованию турбинного отделения – до начала пуска турбины.
8.1.9 Разрешение на любое плановое изменение мощности РУ, а также на плановый или внеплановый останов отдает НС АЭС после получения им соответствующего разрешения ГИ и диспетчерских служб региональной энергосистемы. Операции по плановому изменению мощности РУ, по пуску и останову энергоблока производятся оперативным персоналом по распоряжению НС АЭС под руководством НСБ.
8.1.10 Пуск и останов энергоблока включает последовательный перевод РУ в соответствующее состояние при выполнении требуемых условий по осуществлению необходимых технологических операций и документирования разрешений в соответствии с требованиями п.п. 8.2, 8.4 данного раздела.



6. Сигналы на запуск систем безопасности

Основные защиты и уставки:
1) Защиты САОЗ – запуск СБ
2) Сигналы АЗ, УРБ, ПЗ-1, ПЗ-2

Сигналы на запуск систем безопасности представлены в соответствие с [7].
Карта уставок технологических защит и блокировок реакторного отделения энергоблока №5 05.РО.00.КУ.01А. ЗАЭС. 1998.

Автоматическое включение СБ осуществляется при возникновении одного из следующих сигналов – защиты САОЗ:
Наименование сигнала
Определяющие режимы

1) Разница между температурами насыщения первого контура (берется как функция давления над активной зоной) и температурой горячей нитки любой петли меньше 10 (С;
течь I контура (разрывы, неапосадка ИПУ КД)

2) Совпадение следующих сигналов:
разница между температурами насыщения первого (по давлению над а.з.) и второго (в паропроводе) контуров > 75 (C;
давление в паропроводе ПГ < 4.9 МПа (50 кгс/см2)
температура в первом контуре > 200 (C;
течь II контура
(разрыв паропровода, трубопровода пит. воды, непосадка ПСУ)

3) Избыточное давление в контейнменте > 0.029 МПа (0.3 кгс/см2) или 0,13 МПа абсолютного давления (0,1 МПа – атмосферное давление).
течь I или II контура в ГО



Ступенчатый пуск СБ от дизель-генераторов (разворот за 15 секунд) осуществляется при:
1) обесточении на время более 2 секунд механизмов собственных нужд любой секции СБ (потеря напряжения 6 кВ на шинах надежного питания II категории);
2) при опробовании канала СБ от дизель-генератора.
из ВАБ ЗАЭС-5
10041DL12R Проект углубленного анализа безопасности энергоблока №5 ЗАЭС. База данных по системам
п. D1.7
D1. Система технологических защит первого контура (ТЗ-1)

D1.7 Режимы функционирования системы и критерии успеха

D1.7.1 Режим работы защит системы аварийного охлаждения зоны (САОЗ)

D1.7.1.1 Общие сведения

При нормальной эксплуатации система находится в режиме ожидания, то есть система находится в состоянии готовности на случай возникновения исходного события, требующего ее функционирования. В зависимости от исходного события аварии срабатывает определенный канал системы технологических защит первого контура .
Защиты САОЗ срабатывают при исходных событиях, указанных в п. D1.2 и включают в работу все механизмы, участвующие в подавлении последствий исходных событий. При достижении параметром значения уставки срабатывания защиты САОЗ, токовый сигнал от вторичного прибора или от размножителя токового сигнала достигает порогового значения и приводит к срабатыванию АДП (аналого-дискретного преобразователя). Логическая часть выполнена по схеме «два из четырех», каждый датчик воздействует на «свой» АДП.
В режиме нормальной эксплуатации схемы и автоматика защит САОЗ находятся в режиме ожидания.
При срабатывании любой защиты САОЗ срабатывает аварийный светозвуковой сигнал данной защиты и вводится информация о срабатывании в УВС.
Ниже представлено воздействие на исполнительные механизмы каждой из защит САОЗ для I системы безопасности (II и III системы безопасности аналогичны).


D1.7.1.2 Защита Повышения давления под гермооболочной больше 0,2 кгс/см2, больше 0,3 кгс/см2

При величине избыточного давления под гермооболочкой больше 0,2 кгс/см2 открываются с запретом закрытия:
ТQ11S03;
ТQ12S06;
ТQ12S07;
ТQ11S10.
При величине избыточного давления под гермооболочкой больше 0,3 кгс/см2 через схему АСП включаются с запретом отключения насосы:
ТQ11D01;
ТQ12D01;
ТQ13D01;
QF11D01;
QF11D02;
TX10D01.
Запрет снимается схемой блокировок при величине избыточного давления под гермооболочкой меньше 0,2 кгс/см2.
Аварийно отключаются вентсистемы:
ТL01D02;
ТL22D01 (отключается при Рг.о более 0,003 кгс/см2);
ТL04D01;
ТL05D01.
Закрываются с запретом открытия клапаны и задвижки локализации гермооболочки.
В результате работы спринклерной системы и при понижении давления под гермооболочкой меньше - 0,2 кгс/см2 закрываются с запретом открытия ТQ11S03 и ТQ11S10.

D1.7.1.3 Защита «Уменьшение разности между температурой насыщения первого контура и температурой теплоносителя в любой из четырех петель меньше 10 оС».

При срабатывании защиты по любой из четырех петель:
открываются с запретом открытия:
1) ТQ12S06;
2) ТQ12S07.
включаются с запретом отключения насосы:
1) ТQ11D01,
2) TQ12D01;
3) TQ13D01;
4) QF11D01;
5) QF11D02.
6) TX10D01.
отключается ТL22D01;
запрещается включение регулятора ТQ41S04.
При наличии давления в гидроемкостях САОЗ YТ11В01 и YТ12В01 более 25 кгс/см2:
открываются задвижки на сливе воды в первый контур:
1) YТ11S02;
2) YT12S02.
закрываются с запретом открытия клапаны и задвижки локализации гермооболочки

D1.7.1.4 Защита «Повышение разности между температурой насыщения первого контура и температурой насыщения второго контура в каждой из четырех петель более 75 оС и давлении в ПГ менее 50 кгс/см2»

При срабатывании защиты по первой петле:
а) включаются с запретом отключения насосы:
1) ТQ11D01,
2) TQ12D01,
3) TQ13D01;
4) QF11D01;
5) QF11D02;
6) TX10D01.
б) открываются задвижки на подводе пара на поршень и отводе из под поршня быстродействующего отсечного клапана (БЗОК):
1) TX70S09;
2) TX70S13.
в) под действием давления пара закрывается БЗОК TX50S06;
г) при дальнейшем уменьшении давления пара в ПГ до 45 кгс/см2;
д) отключается ГЦН YD10D01;
е) закрываются с запретом открытия задвижки:
1) TX11S01;
2) TX11S02.
ж) закрываются регулирующие клапана:
1) RL71S01
2) TX11S05;
3) RL71S02;
4) RL71S03;
5) RL71S04.
При срабатывании защиты по второй петле:
выполняются операции п. а);
выполняются операции п. б).
открываются задвижки пара на БЗОК:
1) TX60S09;
2) TX60S13.
под действием пара закрывается БЗОК TX60S06;
При дальнейшем уменьшении давления в ПГ до 45кгс/см2:
закрывается с запретом открытия задвижка TX13S01;
закрываются регулирующие клапана:
1) RL72S01;
2) TX13S05;
3) RL72S02;
4) RL72S03;
5) RL72S04.
При срабатывании защиты по третьей петле:
выполняются операции по п. а);
выполняются операции по п. б);
открываются паровые задвижки БЗОК:
1) RL70S09;
2) RL70S13.
под действием пара закрывается БЗОК TX70S06;
При дальнейшем уменьшении давления в ПГ до 45кгс/см2:
закрываются с запретом открытия задвижки:
1) TX14S01;
2) TX14S02.
закрываются регулирующие клапана:
1) RL73S01;
2) TX14S05;
3) RL73S02;
4) RL73S03;
5) RL73S04.
При срабатывании защиты по четвертой петле:
выполняются операции по п. а);
выполняются операции по п. б);
открываются паровые задвижки БЗОК:
1) TX80S09;
2) TX80S13.
под действием пара закрывается БЗОК TX80S06.
При дальнейшем уменьшении давления в ПГ до 45 кгс/см2:
закрывается с запретом открытия задвижки TX12S01;
закрываются регулирующие клапана:
1) RL74S01;
2) TX14S05;
3) RL74S02;
4) RL74S03;
5) RL74S04.


из ВАБ ЗАЭС-5

D12 . Автоматика ступенчатого пуска системы надежного электроснабжения
10041DL12R Проект углубленного анализа безопасности энергоблока №5 ЗАЭС. база данных по системам

Таблица D12.4 Перечень механизмов включенных в работу по первой программе «ступенчатого пуска»
Номер ступени
Название механизма


I ступень
0 с
Вентиляционные системы:
UV40D01(02,03);
ТL13D01(02,03);
ТL47D01(02,03);
ТL48D01(02,03).


II ступень
5 с
Насос аварийного расхолаживания ТQ12(22,32)D01
Насос аварийного впрыска бора ТQ13(23,33)D01
Насос аварийного впрыска бора высокого давления ТQ14(24,34)D01


III ступень
10 с
Насос техводы группы «А» QF11D01, QF11D02
Вентиляционные системы UV55D01(02)
Калориферы UV55W01(02)

IV ступень
20 с
Насос организованных протечек ТY21(22,23)D01

V ступень
30 c
Пожарный насос UJ11D01 (UJ12D02,UJ13D03)
Спринклерный насос ТQ11(21,31)D01
Насос промконтура ТF31(32,33)D01

VI ступень
40 с
Аварийный питательный насос ТХ10(20,30)D01

VII ступень
45 с
Вентагрегаты ТL01D01(02), TL22D01, TL04D01,
TL05D01.








Справка
Номинальные параметры
давление над активной зоной 16 МПа
соответствующая температурами насыщения 347 (С
температурой горячей нитки петли 321 (С
разница температур 347-321 = 26 (С
температура насыщенного пара в паропроводе 280 (С
разница температур 347-280 = 67 (С
давление в паропроводе 6,3 МПа

Контаймент может выдержать давление абсолютное 0,5 МПа (5 кгс/см2)
Объем контаймента ВВЭР-1000 В-320 67 000 м3
(стр. 56 учебное пособие по системам АЭС, разработанное на Балаковской АЭС. Системы РО, часть 1)

Начало подачи воды/раствора бора от СБ
№ п/п
Система
Уставка по давлению, кгс/см2
Место измерения давления
Примечание

1
ГЕ САОЗ (YT)
менее 60
1-й контур


2
Спринклерная (TQ11-31)
более 1,3
в ГО


3
Аварийного и планового расхолаживания (TQ12-32)
менее 21
1-й контур


4
Аварийного ввода бора с насосами впрыска бора (TQ13-33)
в диапазоне 1-100
1-й контур


5
Аварийного ввода бора с насосами подачи бора (TQ14-34)
0-160
1-й контур
расход 6 м3/час

6
Аварийной питательной воды (ТХ)
уровень в ПГ ниже на 750 мм от номинального
уровнемеры котловой воды ПГ
подача воды при снижении уровня в ПГ

Примечание:
Номинальный уровень котловой воды в ПГ, мм 2250 + 50

из ТРБЭ ЗАЭС-5
В случае если
измеренное значение температурного коэффициента реактивности более минус 0,003 %/(С или
измеренное значение эффективности АЗ без одного максимально эффективного ОР СУЗ менее 3,3 %
реактор необходимо остановить опусканием ОР СУЗ на НКВ и созданием концентрации борной кислоты в ТПК не менее значения 16 г/дм3. Дальнейшие действия по пуску энергоблока должны быть оформлены специальным техническим решением.
7. Сигналы АЗ, УРБ, ПЗ-1, ПЗ-2

7.1 Действие и сигналы АЗ

Движение ОР СУЗ при срабатывании АЗ осуществляется одновременным падением всех ОР СУЗ до крайнего нижнего положения под действием собственного веса за время до 4 секунд.
Сброс осуществляется за счет снятия напряжения с ОР СУЗ.
Действие АЗ не прекращается, не зависимо от того, снялся сигнал срабатывания или нет.

Ниже структурировано дан перечень сигналов срабатывания АЗ при:
- достижении аварийных уставок по нейтронным параметрам;
- достижении аварийных уставок по технологическим параметрам;
- отключении основного технологического оборудования;
- потере электропитания;
- ручном воздействии.

из ТРБЭ ЗАЭС-5 ПРИЛОЖЕНИЕ П.3
с дополнением по: Основы безопасности АЭС с водоводяными реакторами. В.А. Герлига, В.В. Полтавченко, В.И. Скалозубов. Киев, 1993.

Таблица П. 3.1 Перечень сигналов аварийной защиты

Наименование сигнала
Определяющие режимы


Уставки по нейтронным параметрам


1
Период изменения нейтронного потока менее 10 с.
Непредусмотренное снижение концентрации борной кислоты в теплоносителе, вывод ОР СУЗ

2
Уровень плотности нейтронного потока в энергетическом диапазоне измерения, 107 % Nном, не более. Уставка постоянная.
то же

3
Уровень плотности нейтронного потока превысил Nзад., не более. Уставка переменная при переходных процессах. Устанавливается оператором в соответствии с инструкцией по эксплуатации.
то же


Уставки по технологическим параметрам


4
Разность температуры насыщения первого контура и температуры в любой из четырех горячих ниток петель менее 10 (С.
течь 1-го контура (тоже, что защита САОЗ)

5
Совпадение следующих сигналов по любому из четырех паропроводов:
- давление в паропроводе менее 50 кгс/см2;
- разность температур насыщения первого и второго контуров (в паропроводе) более 75 (С.
течь 2-го контура (тоже, что защита САОЗ)

6
Давление в ГО (избыточное) более 0,3 кгс/см2.
течь 1-го или 2-го контура в ГО (тоже, что защита САОЗ)

7
Давление в паропроводе любого из четырех парогенераторов более 80 кгс/см2 (7,84 МПа). Защита шунтируется через 50 с после отключения ГЦН соответствующей петли.
Сбросы нагрузки турбины (включая полный), при недостаточной производительности ПСУ

8
Давление над активной зоной реактора менее 148 кгс/см2 (14,7 МПа) при температуре теплоносителя в горячей нитке любой петли более 260 (C и при нейтронной мощности реактора более 75 % Nном .
Ложный впрыск в КД, Непредусмотренное открытие ИПУ КД

9
Снижение уровня котловой воды в любом из четырех парогенераторов более чем на 650мм от Hном при работающем ГЦН соответствующей петли.
Ухудшение теплоотвода по петле из за разрыва трубопроводов питательной воды, отключения ТПН

10
Давление в первом контуре более 180 кгс/см2.
Отключение ТГ или резкий сброс нагрузки (приводит к резкому повышению температуры 1-го контура)

11
Температура теплоносителя в любой из четырех горячих ниток петель более (Тгор.ном+8)(С.
Изменение локального энерговыделения а.з.

12
Уровень теплоносителя в компенсаторе давления менее 460 см.
Некомпенсируемые течи 1-го контура

13
Сейсмическое воздействие на уровне земли более 6 баллов по шкале MSK-64.
(Сейчас на ЗАЭС проектное считается для ускорения на грунте 0,085 g – это ближе к 7 баллам) (см. справку ниже)
Землетрясение боле проектного (ПЗ)

14
Падение перепада давления на ГЦН с 3 кгс/см2 до 2 кгс/см2 за время менее 5 с.
Заклинивание или обрыв вала ГЦН

15
Падение частоты на трех секциях из четырех питания ГЦН менее 46 Гц.
Падение частоты приводит к снижению расхода теплоносителя через а.з.


При отключении основного технологического оборудования


16
Отключение одного ГЦН из двух работающих. Выдержка времени 1,4 с.
Отключение ГЦН при обесточении/отказе

17
Отключение двух ГЦН из четырех работающих (одновременно или последовательно в течении времени менее 70 с), при нейтронной мощности реактора более 75 % Nном с выдержкой времени 6,0 с.
Отключение ГЦН при обесточении/отказе


При потере электропитания


18
Исчезновение силового питания 220 В 50 Гц на двух вводах СУЗ с выдержкой времени 3 с.
Потеря питания приводов СУЗ

19
Потеря надежного питания СУЗ на двух вводах из трех.
Потеря питания аппаратуры СУЗ

20
Исчезновение питания 220 В постоянного тока на панелях ПАК АЗ.
Потеря питания аппаратуры СУЗ


При ручном воздействии


21
Воздействие оператора на ключ “АЗ” БЩУ или на ключ “АЗ” РЩУ.
Требования наличия кнопки в ПБЯ РУ п.3.3.27


Справка
1. По периоду
Период реактора Т, сек. – время за которое мощность (нейтронный поток) увеличивается в е раз (е=2,72)
13 EMBED Equation.3 1415
2. По подкритичности
Подкритичность это 13 EMBED Equation.3 1415
Если знаем реактивность, то 13 EMBED Equation.3 1415
Реактивность: 13 EMBED Equation.3 1415
Эффективный коэффициент размножения: 13 EMBED Equation.3 1415
( - коэффициент утечки нейтронов из активной зоны реактора.
Коэффициент размножения: 13 EMBED Equation.3 1415
( - число вторичных (быстрых) нейтронов на число первичных (тепловых) нейтронов, поглощенных ураном 235;
( - коэффициент размножения на быстрых нейтронах (1-200 МэВ) урана 238;
( - вероятность избежать резонансного захвата нейтронов ураном 238 (без деление, а с дальнейшим его радиоактивным распадом) до того как они замедлятся до тепловой области;
( - коэффициент использования тепловых нейтронов (нейтрон не поглотится в топливе, теплоносителе, стержнях СУЗ и т.д.).

3. По запаздывающим нейтронам
Запаздывающие нейтроны составляют менее 1 % нейтронов деления. Некоторые осколки деления (87Br, 88Br и др.) после b-распада образуют часть дочерних ядер с энергией возбуждения, превышающей энергию связи нейтрона. Сразу же после такого распада возбужденное дочернее ядро испускает запаздывающий нейтрон. Время появления запаздывающих нейтронов связано с периодами полураспада их предшественников - осколков деления. По этому признаку запаздывающие нейтроны разбивают на шесть групп (Таблица).
Номер группы
Период полураспада осколков, с
Доля (выход) запаздывающих нейтронов группы от общего числа нейтронов деления
·i
Кинетическая энергия запаздывающих нейтронов, МэВ

1
0,2
0,00027
-

2
0,6
0,00074
0,42

3
2,3
0,00253
0,62

4
6,2
0,00125
0,43

5
22,7
0,00140
0,56

6
55,7
0,00021
0,25


Всего: 0,0064


Время запаздывания отдельных групп нейтронов изменяется от долей секунды до нескольких десятков секунд. Наибольший вклад в общее количество запаздывающих нейтронов дают третья, четвертая и пятая группы. Суммарный выход запаздывающих нейтронов по отношению к нейтронам деления для 235U (=0,00640. Среднее время запаздывания нейтронов равно 12,4 с.
( - отношение количества запаздывающих нейтронов к общему количеству нейтронов деления

4. По сейсмике
(из Отчета Расчет на прочность ТТО ЗАЭС-3)
Таблица 1.2 Сейсмичность площадки АЭС и коэффициенты пересчета для различной интенсивности землетрясения (на основе П9.1 [1])
Сейсмичность площадки, баллы
9
8

7

6
5

Ускорение на грунте площадки АЭС, м/с2
0,4 g
0,2 g
0,17 g
0,1 g
0,085 g
0,05 g
0,025 g

1. ПНАЭ Г-7-002-86. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов АЭУ.
Сейчас для ЗАЭС сейсмическое воздействие принято:
МРЗ 0,17 g
ПЗ 0,085 g
7.2 Действие и сигналы УПЗ
Ускоренная предупредительная защита
или
Ускоренная разгрузка блока - УРБ

Система ускоренной разгрузки блока (УРБ) предназначена для повышения динамической устойчивости работы энергоблока и обеспечения щадящих режимов работы РУ (без срабатывания АЗ) при непредусмотренных отключениях оборудования путем быстрого снижения мощности реактора и турбогенератора с одновременной коррекцией уровня разгрузки реактора устройством РОМ

УПЗ реализуется путем сброса одной группы ОР СУЗ. Номер сбрасываемой группы устанавливается в соответствии с топливной загрузкой, исходя их необходимой величины снижения мощности реактора.
Сброс группы приводит к снижению мощности на 30-45% от исходной.
УПЗ работает в диапазоне мощности 75-100% Nном.
При снижении мощности РУ менее 75% Nном. производится автоматический вывод системы из работы за исключением действия от ключа «Сброс УРБ»

Таблица П. 3.2 Перечень сигналов системы УПЗ


Наименование сигнала
Определяющие режимы

1
Отключение двух из четырех работающих ГЦН (с выдержкой времени - 1,4 с).
Щадящий режим со снижением нагрузки ЭБ менее 75 % при отключении 2-х ГЦН (предупр. уставки АЗ №17)

2
Отключение одного из двух работающих ТПН (с выдержкой времени - 1,4 с).
Предупреждение уставки АЗ №9, снижение мощности ниже 75%

3
Закрытие двух СРК ТГ из четырех (без выдержки времени).
Предупреждение уставки АЗ №10

4
Отключение генератора от энергосистемы (без выдержки времени).
Приводит к закрытию СРК ТГ
Предупреждение уставки АЗ №10

5
Воздействие оператора на ключ “Сброс УПЗ” (на любом уровне мощности).
Быстрое снижение мощности на 30-45% от исходной


7.3 Действие и сигналы ПЗ-1

Оборудование предупредительных защит первого рода (ПЗ-1) реактора предназначено для предотвращения срабатывания аварийной защиты (АЗ) и обеспечения полного или частичного снижения мощности РУ.
ПЗ-1 реализуется перемещением вниз ОР СУЗ с рабочей скоростью 2 см/с. Перемещение поводится последовательным введением групп ОР СУЗ, начиная с рабочей группы (рабочая группа №10), и, далее, в порядке убывания номера группы (всего 10 групп ОР СУЗ).
Движение стержней прекращается, если сигнал ПЗ-1 исчезает.

Таблица П. 3.3 Перечень сигналов ПЗ 1


Наименование сигнала
Определяющие режимы

1
Период изменения нейтронного потока, менее 20 с.
Предупреждение уставки АЗ №1

2
Уровень плотности нейтронного потока, уставка переменная, устанавливаемая в отношении 104:107 от Nзад по п. №3 уставок АЗ.
Предупреждение уставки АЗ №3

3
Давление над активной зоной более 172 кгс/см2.
Предупреждение уставки АЗ №10

4
Температура теплоносителя в любой из четырех горячих ниток петель более (Тгор.ном+3) (С.
Предупреждение уставки АЗ №11

5
Давление в главном паровом коллекторе более 70 кгс/см2.
Предупреждение уставки АЗ №7

6
Исчезновение надежного питания СУЗ 220 В 50 Гц на двух панелях ПФС ПЗ.
Внутренний сигнал электрооборудования СУЗ

7
Исчезновение напряжения 220 В постоянного тока на панелях ПАК ПЗ.
то же

8
Воздействие оператора на ключ “ПЗ-1” на БЩУ.
Быстрое (но более щадящее, чем при АЗ) снижение мощности до необходимого



7.4 Действие и сигналы ПЗ-2

Оборудование предупредительных защит второго рода (ПЗ-2) реактора предназначено для предотвращения разгрузки РУ и обеспечения формирования сигнала запрета на подъем мощности РУ, когда нейтронные или технологические параметры превосходят заданные значения, а также при нарушении условий безопасной эксплуатации.
Срабатывание ПЗ-2 вызывает запрет на движение ОР СУЗ вверх.
Запрет снимается, если сигнал ПЗ-2 исчезает.



Таблица П. 3.4 Перечень сигналов ПЗ 2


Наименование сигнала
Определяющие режимы

1
Уровень плотности нейтронного потока в диапазоне источника, уставка переменная, устанавливается в зависимости от уставки по п. №3 уставок АЗ – по величине такая же как для АЗ.
Ограничение уровня мощности реактора при пуске блока

2
Давление над активной зоной более 165 кгс/см2.
Ограничение уровня мощности реактора при непредусмотренном увеличении объема и температуры теплоносителя 1-го контура

3
Падение одного органа регулирования.
Ограничение уровня мощности реактора исходя из условий непревышения допустимой величины неравномерности энерговыделений по а.з.

4
Работа TK70S11,S14.
Открытие этих задвижек приводит к вводу чистого конденсата в 1-й контур



7.5 Действие и сигналы АРМ

Автоматический регулятор мощности (АРМ) является составной частью системы регулирования мощности блока и предназначен для:
- поддержания мощности реактора в соответствии с мощностью турбогенератора,
- стабилизации нейтронной мощности реактора на заданном уровне.

Мощность РУ регулируется или поддерживается на заданном значении при помощи приводов СУЗ регулирующей группы, которая в режиме регулирования перемещается как вверх, так и вниз.
Перемещение регулирующей группы вверх и вниз осуществляется аппаратурой СГИУ по командам АРМ «Больше» и «Меньше».
Работа АРМ-5С требуется во всех режимах эксплуатации РУ при мощности от 5 % до 100 % Nном.

АРМ может работать в режимах «Н», «Т» и «С».
Режим «Н» - режим астатического поддержания нейтронной мощности с зоной нечувствительности ( 2 % Nном.
Режим «Т» - режим астатического поддержания давления во втором контуре (РГПК) воздействием на реактор с зоной нечувствительности ( 0,5 кгс/см2.
Режим «С» - стерегущий режим поддержания давления во втором контуре (РГПК) воздействием на реактор с зоной нечувствительности + 1,0 - 1,5 кгс/см2.

Отличие режима «С» от режима «Т» заключается лишь в том, что АРМ в режиме «С» работает только в сторону уменьшения давления пара в ГПК.
Выбор необходимого режима работы АРМ осуществляется нажатием соответствующей кнопки на пульте оператора БЩУ, РЩУ.
Включение АРМ в режим «С» осуществляется только из режима «Т».

Сигнализация на БЩУ в виде световых (светодиод) и тональных (команды «больше» или «меньше») сигналов на панели HY55
* сигнализация о режиме работы АРМ;
* сигнализация об отклонении параметра;
* сигнализация о воздействии АРМ (команды «больше» или «меньше»).

Определяющий режим: стабилизация параметров РУ в условиях малых возмущений и плановых переходных процессах

Перечень сигналов АРМ


Наименование сигнала
Действие

1
Уменьшении периода разгона реактора до 40 секунд
Запрет на увеличение мощности

2
Превышении мощности реактора заданного значения
то же

3
Появление сигналов срабатывания ПЗ-2
то же

4
Достижение давления в первом контуре 154 кгс/см2
Запрет на уменьшение мощности

5
При N > NЗАД (кроме запрета на увеличение мощности РУ)
Автоматически устанавливается в режим «Н», если ранее он работал в режиме «Т» или «С»

6
Появление сигналов срабатывания ПЗ-1
Отключается от автоматического управления реактором и переходит в режим «Н»

7
Увеличении давления пара в ГПК на 1,5-2,0 кгс/см2 от заданного
Автоматически переходит из режима «Н» в режим «Т»




8. Роль и место СУЗ в системе управления энергоблоком АЭС

1. Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУТП)

Комплекс технических средств АСУТП – это совокупность средств получения, преобразования, передачи, представления и регистрации информации о ходе технологического процесса, выработки и реализации управляющих воздействий, устройств организации технологических и аварийных защит и блокировок.

В соответствии с описанными выше функциями в составе АСУТП энергоблока АЭС выделены следующие функциональные подсистемы:
- подсистема теплотехнического контроля;
- подсистема технологической и аварийной сигнализации;
- подсистема технологических защит и блокировок (ТЗБ);
- подсистема дистанционного управления (ДУ);
- подсистема автоматического регулирования (АР);
- подсистема внутриреакторного контроля (СВРК);
- подсистема управления и защиты реакторной установки (СУЗ);
- подсистема представления информации операторам.
Каждая подсистема обеспечивает контроль и управление частью объекта или объединяет технические средства, выполняющие какую-либо одну определённую функцию.

2. СУЗ
Система управления и защиты реактора предназначена для управления реактором при его пуске, работе на мощности, плановом или аварийном останове реактора в следующих режимах:
- пуск реактора из подкритического состояния;
- вывод реактора на заданный уровень мощности;
- работа реактора в энергетическом (рабочем) диапазоне;
- регламентная или аварийная остановка реактора;
- поддержание подкритического состояния реактора.
В состав СУЗ входят следующие подсистемы (системы):
- система аварийной и предупредительной защиты, ускоренной предупредительной защиты, устройство разгрузки и ограничения мощности;
- аппаратура контроля нейтронного потока;
- автоматический регулятор мощности;
- система группового и индивидуального управления органами регулирования, контроля положения органов регулирования, силового управления приводами СУЗ.
Функциональная схема системы управления и защиты реактора энергоблока ЗАЭС представлена на рисунке.
Обобщенная структурная схема АСУТП энергоблока ЗАЭС




13 SHAPE \* MERGEFORMAT 1415
Функциональная схема системы управления и защиты реактора энергоблока ЗАЭС




АКНП
- аппаратура контроля нейтронного потока

АСР и ДУ
- автоматизированная система регулирования турбинного отделения и дистанционное управление

БД
- блоки детектирования

ДПЛ
- датчик положения линейный;

ЗМ
- запирающий магнит (удерживает ОР при перемещении)

САР и ДУ
- система автоматического регулирования реактора и дистанционного управления

СГИУ
- система группового и индивидуального управления;

СКП
- система контроля перегрузки;

СКР
- система контроля реактора;

СРТ
- система регулирования турбины;

ТЗБ и С
- технологические защиты, блокировки и сигнализация;

ТМ
- тянущий магнит (тянет устройство перемещения ОР)

УВС
- управляющая вычислительная система;

УКП
- устройство контроля положения;

УКТС
- унифицированный комплекс технических средств;

ШЭМ
- шаговый электромагнит;

ФМ
- фиксирующий магнит (удерживает ОР когда нет перемещений)














13PAGE 15


13PAGE 143815





СРТ

УПЗ



Root Entry

Приложенные файлы

  • doc 7073825
    Размер файла: 662 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий