Balakovskaya - Вспомогательные системы РО

141

Эксплуатация системы

Контроль за работой маслосистемы ГЦН осуществляется опе ратором БЩУ по данным управляющей вычислительной системы (УВС) на РМОТе и результатам химического анализа масла, и оператор ом реакторного отделения путем визуального периодического осмотра по месту. Нормальная эксплуатация при работе на мощности предусматривает следующие основные переключения:

Подача масла на неработающий (или отключенный защитой) ранее ГЦН при работе блока на мощности.

Переход по маслоохладителям (при заиливании работающего маслоохладителя и необходимости его чистки).

Оперативный персонал РЦ, обеспечивающий эксплуатацию маслосистем ГЦН, обязан:

постоянно контролировать параметры работающей маслосистемы ГЦН; при выявлении отклонений параметров от допустимых

пределов или появлении предупредительных, аварийных сигналов своевременно принимать меры по восстановлению номинальных параметров в соответствии с ИЭ; оценивать результаты химанализов и своевременно принимать корректирующие меры;

отключать функциональную группу маслосистемы ГЦН при появлении неустранимых течей масла, при пожаре в помещениях маслосистемы ГЦН; периодически контролировать положение арматуры и состояние системы;

один раз в сутки отбирать пробу масла для визуального контроля, т.е. проверки масла по внешнему виду на содержание воды, шлама, механических примесей; своевременно, не допуская увеличения перепада давления д о максимального значения, производить чистку патронов маслофильтров YD51,52,53(61,62,63)N01 в соответствии с инструкцией; отбирать пробы масла на сокращенный анализ не реже одного

раза в два месяца при кислотном числе не выше 0,2 мг КОН; не реже одного раза в две недели при кислотном числе более 0,2 мг КОН; при помутнении масла, обнаружении во время визуального контроля в масле шлама или механических примесей. В объем сокращенного анализа входит определение:

кислотного числа; реакции водной вытяжки;

наличие механических примесей, шлама, воды; периодически опробовать в работе резервное оборудовани е маслосистемы.

Трапы в пом. А315/1,2 должны находиться в закрытом (отключенном) состоянии. Разрешается открытие указанных трапов только в следующих случаях:

для удаления скопившейся влаги в трапе из-за протечек технической или пожарной воды при условии отсутствия в ней нефтепродуктов по распоряжению НС РЦ; для удаления разливающегося по помещению масла в случае

пожара в пом. А315/1,2 по распоряжению руководителя тушения пожара. При этом немедленно прекратить откачку трапных вод на спецкорпус, уменьшить поступления в бак ТZ00В01 до минимума. Произвести ликвидацию маслопродуктов в трапной воде по специальной программе; не оговоренных в предыдущих пунктах по распоряжению НРЦ (ЗНРЦ); ремонт трапов и т.п.

Перед включением оборудования маслосистемы в работу пос ле ремонта или длительного (более трех суток) останова должн а быть проверена исправность технологических защит и блокиров ок, предохранительных и автоматических устройств, арматуры , а также КИП. Качество масла в маслосистеме ГЦН во всех режимах эксплуатации должно удовлетворять следующим требования м:

кислотное число не более 0,5 мг КОН;

142

реакция водной вытяжки - нейтральная; растворимый шлам - отсутствие (определяется при кислотны м числе масла более 0,2 мг КОН);

вода, шлам, механические примеси - отсутствие (определяетс я визуально).

Клапаны перепуска масла маслонасосов должны быть настро ены на давление срабатывания 6,9 кгс/см2.

Запрещается отключать резервный маслоохладитель с обеи х сторон по маслу или технической воде во избежание термической опрессовки. Перепад давления на маслофильтре не должен превышать 0,5 кгс/см2. Перепад уровня на фильтрующей сетке маслобака не должен превышать 200 мм.

Резервные насосы должны периодически опробоваться в раб оте в соответствии с графиком. Перед сборкой электросхемы ГЦН маслосистема должна быть введена в работу по проектной схеме и температура масла должна находиться в пределах 20-41 градусо в С. Уровень в маслобаке YD50,60В01 должен быть не менее 40 см.

Запрещается снижение температуры масла ниже 20 С и повышен ие выше 41 С при работающих ГЦН. При прекращении подачи масла на два ГЦН, которые обслуживаются одной функциональной гр уппой, данная группа может быть выведена из работы.

Запрещается прием масла в маслосистему и работа маслосис темы при отсутствии готовности системы автоматического пожа ротушения. Запрещается работа более одного маслонасоса в каждой функциональной группе YD50,60.

Перед включением ГЦН (YD10-40D01) необходимо проконтролировать давление масла в маслобаке элктродви гателя (Рэд > 0,2 кгс/см2), во избежание обезмасливания подшипников электродвигателя при “залипании” обратного клапана, установленного на линии подачи масла на электродвигател ь ГЦН. Допустимый перерыв в подаче масла на ГЦН - не более 10 сек.

Нарушения

нормальной

эксплуатации

маслосистемы

К аномальным режимам работы системы YD50,60 можно отнести следующие режимы:

Нарушения в работе элементов и(или) системы в целом, препятствующие дальнейшей ее работоспособности и требующие вывода ее в ремонт аварийно.

Нарушения в работе элементов системы, препятствующие дальнейшей ее работоспособности и требующие вмешательства операторов или автоматики для восстановления работоспособности.

Срабатывание защит, выход из строя смежных систем, препятствующих работе ГЦН при сохранении работоспособности системы YD50(60).

Ввиду многообразия элементов, а, следовательно, и возможн ых нарушений, отказов в работе системы в настоящем описании приводятся только типовые исходные события для каждого и з указанных выше режимов с алгоритмом последующих действи й.

Так, для исходных событий типа 1 характерны отказы, поврежд ения оборудования, как правило, не имеющего резерва, например, л ожное закрытие и невозможность открытия любой из локализующих арматур.

Из-за перекрытия потока масла прекращается его циркуляци я. При этом происходит отключение системы вследствие превышен ия давления на напоре маслонасоса (при закрытии напорной) ил и “срыва” маслонасоса (при закрытии сливной из гермозоны локализующей арматуры) из-за опорожнения основного масло бака.

143

Даже при наличии резерва по насосам в связи с тем, что три н асоса в каждой системе имеют запитку только от секций СР и СQ (смо три таблицу запитки ниже) при нахождении в ремонте YD52(61)D01 и обесточивании одной из секций резервный насос не включится и система YD50(60) придет в неработоспособное состояние.

В обоих приведенных случаях восстановление работоспосо бности системы возможно только после проведения работ по устран ению дефекта, отказа.

Для нарушений 2-го типа характерны отказы, как правило, резервируемого оборудования, либо значительное отклоне ние регулируемых параметров. При этом отсутствие действий оп ератора либо автоматики приводит к отключению системы. Последующ ее включение системы в работу производится оператором посл е устранения причины отключения без вывода системы в ремон т. Например, переход с неисправного на исправный резервный маслоохладитель или насос.

В качестве примера режима 3-го типа можно привести потерю промежуточного контура ТF с отключением ГЦН. При этом дейс твия оператора в части систем YD50,60 заключаются в поддержании температуры подаваемого на ГЦН масла в заданных пределах .

Характерные

инциденты, происходившие при эксплуатации маслосистем ГЦН

Событие, происшедшее 14 августа 1998 года на Балаковской АЭС

14 августа 1998 года энергоблок N0 2 Балаковской АЭС работал на электрической мощности 550 мВт. В 10:40:55 пошла на закрытие пневмоарматура 2YD10S04 на трубопроводе подачи масла на 2ГЦН-1. На БЩУ-2 выпало табло “Защита 2YD10D01”. По факту закрытия пневмоарматуры 2YD10S04 действием блокировки открылась арматура 2YD50S01 на линии “большой” рециркуляции маслосистемы 2YD50.

В 10:41:00 действием защиты по снижению давления масла в ГУП отключился 2ГЦН-1. Началась разгрузка энергоблока. В 10:45:00 в соответствии с таблицей допустимых режимов “Рабочего технологического регламента” мощность РУ снижена

äî Nýë=480 ìÂò.

В 12:50:00 для включения 2ГЦН-1 начата разгрузка энергоблока до 30%Nном. В 13:04:00 после стабилизации блока на мощности 30%Nном и открытия пневмоарматуры 2YD10S04 включен 2ГЦН-1 и начат набор нагрузки.

Последующее расследование показало, что непосредственн ой причиной отказа пневмоарматуры 2YD10S04 явился износ (разрушение) уплотнительного якоря соленоида фирмы “Herion” (управляющего клапана подачи сжатого воздуха в пневмоцил индр), что и явилось причиной подачи сжатого воздуха в пневмоцил индр и закрытия пневмоарматуры 2YD10S04. Конструкция запорного элемента имеет существенный недостаток: крепление запор ного элемента якоря соленоида осуществляется с помощью штифт а. Это снижает его прочность и приводит к разрушению при работе.

144

Событие, происшедшее 10 октября 1997 года на Калининской АЭС

10 октября 1997 года энергоблок N0 2 Калининской АЭС находился в режиме нормальной эксплуатации на пониженном уровне мощ ности 840 мВт (эл.) по условиям безопасной работы ОР СУЗ. В 22:20:23 на оперативном контуре БЩУ-2 выпало табло о закрытии пневмоарматуры 2TA12S10 (аналог нашей 2YD20S04,06) на трубопроводе подачи масла на 2ГЦН-2. По факту закрытия пневмоарматуры 2TA12S10 действием блокировки открылась арматура 2TA19S01 (аналог нашей 2YD50S01) на линии “большой” рециркуляции четной маслосистемы.

В 22:20:33 действием защиты по снижению давления масла в ГУП отключился 2ГЦН-2. Работой регулятора ограничения мощност и (РОМ) и ключом АЗ-III мощность реактора снижена до 63%Nном по АКНП, параметры 1 и 2 контуров застабилизированы.

После проведения ремонтных работ на пневмоприводе 2TA12S10 и проведении регламентных работ с РУ, связанных с подключен ием одной петли к трем работающим, включен в работу 2ГЦН-2.

Последующее расследование показало, что ложное закрытие пневмоарматуры 2TA12S10 типа “нормально открытая” (пружина открывает, воздух закрывает) произошло вследствие разруш ения уплотняющей прокладки в якоре впускного электромагнитн ого клапана фирмы “Herion Werke KG”.

Событие, происшедшее 26 апреля 1996 года на Балаковской АЭС

26 апреля 1996 года энергоблок N0 3 Балаковской АЭС находился в режиме нормальной эксплуатации на мощности 915 мВт (эл.). По работающему оборудованию замечания отсутствовали. В 09:34:34 самопроизвольно пошли на закрытие пневмоотсечные армат уры маслосистемы ГЦН 3YD60S06,07. Действием защиты по снижению давления масла в ГУП отключились 3ГЦН-2,4. Работой РОМ и УРБ мощность реактора снижена до 35%Nном, параметры 1 и 2 контуров застабилизированы.

В 14:45 по дозиметрическому наряду в гермооболочку РО-3 допущены три человека (СОРО, 2 слесаря ЦЦР) для осмотра и проверки работоспособности пневмоарматуры 3YD60S06,07 по месту. В 14:58 ремонтный персонал ЦЦР, несмотря на проведенный

инструктаж, самовольно закрыл пневмоарматуру 3YD50S06, ошибочн о приняв ее за 3YD60S06 (в этот момент СОРО разговаривал по телефону с НСРЦ).

Действием защиты по снижению давления масла в ГУП отключи лись 3ГЦН-1,3. По факту отключения двух оставшихся ГЦН при мощност и реакторной установки более 5% сработала аварийная защита реактора.

Последующее расследование показало, что ложное закрытие пневмоарматуры 3YD60S06,07 произошло вследствие эпизодически проявляющихся дефектов кабельных связей шкафа 3HV58, в котор ом находится пневмоарматура 3YD60S06,07. Абсолютно аналогичные нарушения c ложным закрытием пневмоарматуры 3YD50,60S06,07 происходили на третьем энергоблоке 04.04.96 и 05.04.96.

В ходе данного нарушения также выявилась недостаточная квалификация персонала ЦЦР, выразившаяся в недостаточно й подготовке к выполнению задания в условиях действующего блока, потере бдительности и самоуверенности при выполнении ра боты. Так же комиссия отметила тот факт, что работа по проверке работоспособности пневмоарматуры выполнялась в конце с мены.

Событие, происшедшее 2 января 1995 года на Хмельницкой АЭС

2 января 1995 года энергоблок N0 1 Хмельницкой АЭС находился в режиме нормальной эксплуатации на 100% мощности. По работающему оборудованию замечания отсутствовали. В 09:09:40 возникло КЗ в двигателе побудителя расхода газоанализат ора TQ00J01, что привело к отключению автомата питания SF5 в панели HL10 и 17AB в сборке питания HG48 (1 канал питания для HL08,09). Произошло обесточивание датчиков YD51P01, YD40P06, YD10P14, YD30P14, YB40L11, YB40L19 из-за потери питания по 1 каналу в панелях HL08,09.

145

Из-за потери питания датчика YD51P01 произошло отключение работающего маслонасоса YD51D01. Резервный маслонасос YD52D01 по АВР не включился из-за неисправности блочка БКЛ-2М в шкаф у HZ33. Основной регулятор уровня в ПГ-4 открылся на 100% из-за обесточивания датчика уровня YB40L19.

В 09:10:09 действием защиты по снижению давления масла в ГУП отключились ГЦН-1,3. Работой РОМ и УРБ мощность реактора снижена до 50%Nном. В 09:10:17 в результате повышения уровня в ПГ-4 более чем на 100 мм от номинального сработала блокировка на закрытие регулятора узла питания ПГ-4 RL74S02. В 09:10:24 в результате повышения уровня в ПГ-4 более чем на 150 мм от номинального сработала блокировка на закрытие арматуры узла питания ПГ-4 RL74S01,03.

В 09:11:21 произошло отключение ГЦН-4 по факту снижения уровня в ПГ-4 более чем на 500 мм от номинального. По факту отключения одного из двух оставшихся ГЦН при мощности реакторной установки более 5% сработала аварийная защита.

147

Цели обучения

По окончании данного занятия обучаемые смогут:

1.Объяснить назначение системы продувки парогенераторов RY.

2.Описать взаимосвязь системы пpодувки паpогенеpатоpов со следующими системами: YB, RL, VB, UE40, ÑÂÎ-5.

3.Описать устройство и основные технические хаpактеpистик и компонентов системы пpодувки ПГ RY:

Описать pасшиpители пpодувки ПГ RY10B01,02.

Описать pегенеpативный теплообменник пpодувки ПГ RY10W01.

Описать доохладитель пpодувочной воды ПГ RY10W02. Описать охладитель дpенажей RY30W01,02.

Описать бак дpениpования ПГ RY30B01. Описать насос откачки дpенажей ПГ RY30D01.

Описать пpедохpанительные клапаны pасшиpителей пpодувки ПГ.

4.Наpисовать пpинципиальную схему системы пpодувки парогенераторов RY.

5.Описать режимы работы системы пpодувки паpогенеpатоpов: Описать методику выполнения непpеpывной и пеpиодической

пpодувки ПГ.

Описать методику дpениpования ПГ.

6. Описать основные реконструктивные работы, проведенные в 19911993 гг. для систем водопитания и продувки ПГВ-1000М.

Описать назначение, общее устройство и основные эксплуатационные режимы системы продувки парогенераторов RY.

148

Теоретические основы необходимости продувки парогенераторов

Как мы уже знаем, в качестве теплоносителя 1 и 2 контуров в се мействе реакторов типа ВВЭР используется вода. Ниже коротко рассматриваются физико-химические свойства воды, оказыв ающие влияние на конструкцию и работу ПГ для ВВЭР, а также некото рые вопросы коррозии металла ПГ.

Вода - весьма коррозионно-активное вещество. Интенсивност ь коррозионных процессов при омывании водой различных конструкционных материалов зависит от температуры, нали чия в воде свободных ионов водорода (рН) и некоторых других факторов . Как пример можно привести факт выхода из строя парогенератор ов Южно-Украинской АЭС, отработавших всего 7 тысяч часов (292 сут ок) при самых низких Рн продувочной воды ПГ.

Ниже будет указано, что основным конструкционным материа лом поверхностей нагрева ПГ для ВВЭР является в настоящее вре мя аустенитная нержавеющая сталь. Эта сталь обладает очень в ысокой общей коррозионной стойкостью при наличии в воде любых примесей. Теоретически допустимое значение Рн воды для не е лежит в широком диапазоне: от 3 до 12.

Однако аустенитные нержавеющие стали склонны к таким специфическим видам коррозии, как щелочная хрупкость, щел евая коррозия и, особенно, коррозия под напряжением (коррозион ное растрескивание). Коррозионные разрушения из-за щелочной хрупкости этих сталей имеют те же причины и тот же характе р, что и для углеродистых сталей, в особенности они проявляются пр и наличии в металле остаточных напряжений.

Щелевая коррозия развивается в деталях, выполненных из аустенитных сталей при наличии в воде заметного количест ва кислорода. Основным недостатком аустенитных нержавеющи х сталей, как конструкционного материала поверхностей нагрева ПГ , является их склонность к коррозионному растрескиванию, которое ве роятно в местах остаточного напряжения, возникающего при изготов лении поверхностей нагрева и их деталей. Остаточные напряжения присутствуют в рассматриваемой нами конструкции ПГ для В ВЭР1000 вследствие того, что до 1990 года развальцовка теплообменн ых труб в стенке коллекторов выполнялась методом взрыва.

Коррозионное растрескивание возникает и развивается пр и воздействии на напряженный металл водной среды, содержащ ей кислород и хлориды. При этом следует иметь в виду более существенное влияние кислорода, а наличие хлоридов при эт ом резко интенсифицирует процесс. В связи с тим их содержание долж но жестко ограничиваться нормами водно-химического режима 1-го и 2-го контуров.

К усилению коррозионных процессов ведет также и повышени е концентрации водородных ионов. Особенно это неблагоприя тно сказывается для углеродистых сталей (из которых и изгота вливались корпусы и коллекторы ПГВ-1000 и ПГВ-1000М для ВВЭР-1000), для них благоприятными будут Рн около 9. С целью снижения корро зии оборудования 2-го контура должен вестись водно-химический

режим со значением рН, обеспечивающим непревышение допус тимых концентраций ионов Н+.

Также неблагоприятными являются роли хлоридов и нитридо в, которые заключаются в том, что первые также активно разру шают защитные окисные пленки на поверхности металла, а вторые являются хорошими окислителями.

Из веществ-накипеобразователей крайне нежелательны сое динения кальция Ca и магния Mg и различные оксиды железа (даже при относительно невысокой концентрации), поскольку они могу т

149

кристаллизовываться на стенках поверхности теплообмена или в водяном объеме. Наличие же отложений на трубках поверхнос тей теплообмена ПГ приводит со временем к заметному снижению интенсивности теплопередачи. Кроме того, в последнее врем я хорошо изучен эффект повышения концентрации вредных примесей в отложениях (а также щелях, зазорах и трещинах), получивший название “хайд-аут”. Это явление связано с образованием концентрированных растворов или даже твердой фазы некот орых примесей котловой воды вблизи поверхностей с ухудшенным и массо- и теплообменом и ухудшенной гидродинамикой. Образующийся пар выходит через относительно крупные отв ерстия и поры, а новые порции воды подсасываются к поверхности теплообмена за счет “фитильного эффекта” пористых отлож ений.

Расчеты показывают, что при допустимой на сегодняшний ден ь величине отложений на трубчатке ПГВ 150 г/м2 (толщина - 60 мкм) и предположении, что отложения состоят из магнетита и имеют пористость 50%, расчетное значение кратности упаривания до стигает трех порядков, а при отложениях 300-400 г/м2, достаточно часто встречающихся на практике, нельзя не считаться с возможно стью упаривания с кратностью 5-6 порядков.

Особую роль в коррозионном повреждении коллекторов ПГВ и грают зоны недовальцовки теплопередающих трубок в корпусе кол лектора, образующие щелевые зазоры. Если они к тому же покрыты пористыми отложениями, то могут стать идеальным местом возможного концентрирования агрессивных примесей.

При концентрировании наиболее типичных примесей воды парогенераторов - хлоридов и сульфатов, в частности, двойн ой соли (NH4)NaS04, весьма характерной для принятого до настоящего времени гидразинного режима, последняя подвергается гид ролизу с образованием кислой среды. Снижение pH в щелях, зазорах и под отложениями в присутствии активаторов коррозии - ионов хл ора и сульфатов - с концентрациями до 10-30 мг/кг создает условия для резкого возрастания скорости коррозионных процессов, наличие же напряжений в конструкционных материалах многократно ус коряет этот процесс.

Таким образом, для поддержания водно-химического режима теплоносителя 2 контура в парогенераторах необходима их п родувка, т.е. вывод из корпуса парогенератора некоторого количеств а котловой воды и замена ее добавочной, специально подготов ленной. Применительно к ПГ АЭС с ВВЭР осуществляется специальная система организации продувки ПГ и переработки продувочн ой воды. Выведенная из ПГ вода поступает в специальную очист ную установку с ионообменными фильтрами (СВ0-5 на АЭС с унифицированным ВВЭР-1000) для очистки, и после очистки она поступает обратно в цикл теплоносителя 2 контура.

Назначение системы продувки ПГ

Система продувки ПГ предназначена для поддержания норм в однохимического режима котловой воды ПГ, заключающееся в отбо ре части котловой воды из мест наиболее вероятного скоплени я продуктов коррозии, солей и шлама. Согласно проекту обору дование системы продувки парогенераторов отмаркировано латинск ими буквами RY.

Система продувки парогенераторов является системой нор мальной эксплуатации. Часть системы - трубопроводы продувки от парогенераторов до дроссельных шайб на коллекторах непр ерывной и периодической продувки - относится к системе нормальной эксплуатации, важной для безопасности.

Система была спроектирована на основе следующих требова ний со стороны реакторной установки:

система должна обеспечивать непрерывную продувку с расходом 7,5 тн/час от каждого ПГ;

Упрощенная схема продувки ПГ (условно показан один YB10W01)

1 - отглушенные раздающие коллекторы питательной воды

2 - перегородка “солевого” отсека

3 - дренаж парогенератора

4 - “холодный” коллектор 1 контура

5 - “горячий” коллектор 1 контура

150