Ядрено съоръжение: Пети блок на АЕЦ „Козлодуй“ | |
Дата: 16.11.2019 г. | Час: 09:10 |
Наименование на събитието: Изключване на главна циркулационна помпа на блок 5 | |
Кратко описание:На 16.11.2019 г. 5-ти блок работи на номинална мощност. В 09:10 часа изключва една от четирите работещи главни циркулационни помпи на първи контур, поради задействане на електрическа защита на двигателя на помпата. Мощността на реакторната инсталация е намалена до 54 % от номиналната в съответствие с проектните алгоритми на технологичните защити. След провеждане на високоволтови изпитвания на захранващия кабел е установен пробив в изолацията на една от фазите, което е причината за задействането на защитата. След възстановяване работоспособността на захранващия кабел на 17.11.2019 г. в 10:30 часа мощността на реакторната инсталация е понижена до 30 % от номиналната, в съответствие с изискванията на Технологичния регламент. В 10:34 часа е пусната помпата и е започнато повишаване на мощността на блока.Няма нарушаване на пределите и условията за експлоатация. Събитието не е довело до промяна на радиационната обстановка. | |
Оценка на събитието по скалата на ИНЕС: | Под скалата/Ниво 0 Без значимост за безопасността |
* Окончателната оценка на АЯР за нивото на събитието по скалата ИНЕС се оповестява след получаване на окончателния доклад за резултатите от разследването и анализа на събитието, съгласно чл. 12 от Наредбата за условията и реда за уведомяване на Агенцията за ядрено регулиране за събития в ядрени съоръжения и обекти с източници на йонизиращи лъчения.
Б.Р. – При щатно отработване на такава ситуация – изключване на 1 ГЦП при номинална мощност на енергоблока – участват минимум следните автоматични устройства (регулатори): АКНП, УРБ (УПЗ), РОМ (АРОМ), АРМ и СГИУ.
Смущаваща е тази лаконична информация, която по никакъв начин не се връзва със съобщението от АЕЦ и със стила на работа на АЯР в това направление.
От централата се говори за 50%, без да се уточнява за коя мощност става въпрос.
Тук вече се уточнява за 54% от мощността на реакторната инсталация.
Наблюдателните читатели на сайта знаят, че през целия период на работа с понижена мощност електрическата мощност на блока беше около 450 MW.
Въпроси, които остават без отговор на базата само на тази информация:
При настоящите климатични условия електрическата мощност на енергоблока при 100% мощност на РИ е около 1080 MW. Тоест 50% са 540 MWе , а 54% – 583,2 MWе .
1. Къде се губят около 100 MW електрическа мощност?
2. Защо мощността на РИ е намалена автоматично до 50 (54)% вместо до регламентираните 62,5%?
- вижте последния ред на таблицата в http://atominfo.bg/?p=76033
Според медиите пети блок работи на повишена топлинна мощност на РИ 104% от тази кампания, и ето как се получават електрическите 1080MWe. Тоест не са 100%, а 104%.
Разделяме тези 1080MWe на 104% и излиза 10,38MWe на 1% топлинна мощност.
Половината от тези 104% са 52%, а не 54%.
52% по 10,38MW=540MWe.
При 50% топлинна, електрическите са 519MWe.
Като се разделят 450MWe на 10,38 ще получим,
че топлинните са 43,3%.
519MWe(50%) минус 450MWe(43%) = 69MWe
540MWE(52%) минус 450MWe(43%) = 90MWe
И в двата случая не се губят 100MWe.
Приемам тази гледна точка, но някъде бях прочел, 104% вече се счита за номинална мощност. Няма да споря – над 8 години не съм стъпвал в АЕЦ, а тогава тепърва започваше да се работи по въпроса.
Но питам – къде се губи тази електроенергия?
И още нещо, много важно – къде в проектните алгоритми и технологични ограничения има разтоварване до 43,3% при изключване на 1 ГЦП? Това силно ме смущава и не намирам обяснение ако всичко е било ОК.
КПД на блока е функция на мощността му и е максимално при максимална мощност (приблизително е така, има някои особености). Така че нищо не се губи, просто КПД при мощност около 50% е ниско. Затова и не е изгодно тези блокове да работят на понижена мощност.
Ако е така, моля обяснете къде и как се губи тази енергия.
И, нали знаете, че топлинната мощност не е Nакз (мощност на активната зона)и не трябва да се джонглира с терминологията.
Най-кратко казано – в Дунав, има няколко механизма по които КПД намалява при намаляване на мощността. Неоползотворената енергия отива в крайния охладител.
По другия въпрос – 62.5% е максимално допустимото, а не е задължително да е толкова, по-малките стойности са допустими и нормални.
„по-малките стойности са допустими и нормални“ – Да, но ако са заложени в алгоритъма.
По-ниски стойности се залагат ръчно само при пускане на блока след крути изменения в оборудването или в технологичната схема. След завършване на предвидените изпитания всичко се връща в проектно състояние.
Бихте ли погледнали как се е държал блокът при изключване на 1 ГЦП при номинална мощност при пускането му след последната презарядка.
Само не ми казвайте, че това изпитание не е правено или не си спомняте за него!
Освен това на всеки блок има по два комплекта Апаратура за изобразяване и протоколиране (АОП), където нищо не се губи (дискретни и аналогови сигнали, уставки и параметри – плюс още много неща). Всичко може да се види като на длан!
И още нещо – При ивънредни (авариини) ситуации автоматично се създават „авариини архиви“ с многократно по-висока разрешаваща способност, които са дублирани и не подлежат на изтриване!
По тази логика излиза, че и на 30% да беше спрял преходният процес, пак щяха да са изпълнени „проектните алгоритми“, което е и вярно като съждение. Проектни алгоритми, много и различни – готови да реагират на всякакъв тип несъответствие с проектните стойности на измерваните аналогови величини и регистрираните дискретни състояния. Вероятен имиджов проблем ще е, ако ситуацията се сведе до „то така си става, няма проблем“, но всички сме сигурни, че инженерите на АЕЦ работят активно за изчистване на ситуацията при този казус.