- •Пуск блока, останов блока, регулирование мощности в энергетическом диапазоне
- •Введение
- •Содержание
- •1. 06.Ро.Yc.Иэ.25 Инструкция по эксплуатации реакторной установки энергоблока 6 Запорожской аэс. Изменение 28. 1
- •Перечень сокращений
- •Термины и определения
- •1. Вывод реактора в критическое состояние и на мку мощности
- •1.1 Подготовительные операции.
- •1.2 Подъем ор суз
- •1.3 Операции водообмена в предпусковом интервале
- •Изменение концентрации борной кислоты при вводе дистиллята, приведено на графике и в таблице, определяется по формуле:
- •1.4 Подключение фильтров те10(20)n03, 02 сво-2.
- •1.5 Операции водообмена в пусковом интервале. Достижение критического состояния реактора
- •2. Набор мощности от мку до уровня 5 %
- •2.1 Предварительные замечания
- •2.2 Операции по увеличению мощности реактора до 5 % Nном
- •2.3 Проверка сцепления кластеров с приводами суз
- •2.4 Подготовка к увеличению мощности более 5 %Nном.
- •3. Набор мощности от 5 % до номинального
- •3.1 Увеличение мощности реакторной установки в диапазоне от 5% до (20-39) % Nном
- •3.2 Разворот тг, включение в сеть
- •3.3 Увеличение мощности ру до мощности 75…80 % Nном.
- •3.4 Увеличение мощности ру до номинальной.
- •4. Регулирование мощности
- •4.1 Общие положения
- •4.2 Теоретические основы регулирования мощности яэу
- •4.2.1 Понятие программы регулирования
- •4.2.2 Примеры программ регулирования яэу
- •4.2.3 Программы регулирования аэс с ввэр
- •4.2.4 Компромиссные и комбинированные программы регулирования зарубежных двухконтурных аэс с корпусными реакторами
- •4.2.5 О регулировании турбоустановки (дроссельное регулирование, сопловое и на скользящих параметрах)
- •4.2.6 Краткое описание паропроводов и турбины
- •4.2.7 Управление турбиной
- •1) Разворот турбины
- •2) Синхронизация и включение генератора в сеть
- •3) Нагружение турбоустановки
- •4.3 Технологические схемы реализующие программы регулирования мощности энергоблока двухконтурных аэс с турбинами на насыщенном паре (программа с постоянным давлением 2-го контура)
- •4.3.1 Вводные замечания
- •4.3.2 Описание технологической схемы системы регулирования
- •4.3.3 Работа системы регулирования при первичном управлении турбогенератором
- •4.3.4 Работа системы регулирования при первичном управлении реактором
- •4.4 Схема управления, реализованная на аэс с ввэр-1000
- •4.4.1 Примеры различных вариантов реализации схем управления отечественных энергоблоков аэс.
- •4.4.2 Регулятор арм-5с
- •4.4.3 Работа системы регулирования
- •5 Останов реакторной установки
- •5.1 Подготовка к снижению мощности
- •5.2 Снижение мощности реактора
- •5.3 Останов турбогенератора
- •5.4 Разгрузка до мку
- •5.5 Перевод реактора в подкритическое состояние
- •5.6 Ввод ор суз в активную зону
- •Изменение концентрации борной кислоты при водообмене, приведенное на графике и в таблице, определяется по формуле:
- •6 Обобщенный
- •Алгоритм изменения мощности энергоблока с ввэр-1000 в-320
- •Повышение мощности
- •(Из горячего останова до номинала)
- •Работа на стационарном уровне мощности
- •Снижение мощности (до горячего останова)
- •Заключение, ключевые моменты темы
- •5) Проверка сцепления кластеров с приводами суз
- •8) Увеличение мощности ру до мощности 75…80 % Nном.
- •10) Увеличение мощности ру до номинальной.
- •6) Перевод реактора в подкритическое состояние.
- •7) Ввод ор суз в активную зону.
4.4.3 Работа системы регулирования
Первичное управление осуществляется турбоагрегатом:
исходное возмущение (Мэ¯, n ), в регуляторах 20 DРэ¹0, в 17 Dn ¹0, поэтому МУТ ® РК ¯, Gп ¯, рII, DрII ¹0, ОР СУЗ¯, Nр ¯
Первичное управление осуществляется реактором:
цепочка 1
исходное возмущение (Мэ¯, n ), в регуляторе 17 Dn ¹0, поэтому МУТ ® РК¯, Gп¯, рII, сброс лишнего пара через БРУ
цепочка 2
исходное возмущение tк¯, поэтому Мэ - турбогенератор перешел на больший уровень мощности
цепочка 3
исходное возмущение Мэ - отсечено электрическими защитами турбогенератора – турбогенератор остался на прежнем уровне мощности
цепочка 4
исходное возмущение Nр ¯, поэтому tIк¯, Gп ¯, рII ¯, DрII ¹0, РК¯ (до DрII=0), Мэ¯ - турбогенератор перешел на новую мощность, заданную реактором
5 Останов реакторной установки
5.1 Подготовка к снижению мощности
Состояние: РУ в режиме "работа на мощности".
Получить распоряжение главного инженера на останов энергоблока.
Получить разрешение диспетчера энергосистемы на останов энергоблока.
Проверить готовность к работе БРУ-К (RС11,12S01,02) в автоматическом режиме и системы парового расхолаживания (RR). Проверить готовность других блоков к подаче пара в коллектор собственных нужд блока.
Переключить АРМ в режим "Т".
Включить (проконтролировать включенное положение) БВК14 АКНП-03 для контроля за снижением мощности реактора.
5.2 Снижение мощности реактора
Начать разгрузку ТГ средствами АСУТ-1000, ЭГСР или дистанционно в соответствии с инструкцией по эксплуатации турбоагрегата К-1000-60-1500.
Скорость снижения мощности реакторной установки не должна превышать 3 % N ном в минуту.
При мощности менее 40 % Nном принудительно перевести БРУ-К в режим "Р-1".
Дальнейшее снижение Nэл осуществлять без снижения Nнейтр.
Установить расход продувки 1 контура более 40 м3/ч и приступить к вводу раствора борной кислоты в 1 контур по штатной схеме из баков ТВ10В01 (02) насосом борного концентрата ТВ10D02 (03,04) на вход подпиточных агрегатов так, чтобы рабочая 10-я группа ОР СУЗ находилась в зоне регулирования, согласно Приложению Г.
В процессе разгрузки РУ контролировать:
1) синхронность движения ОР СУЗ рабочей группы;
2) снижение номинального уровня в КД по мере снижения мощности реактора и средней температуры теплоносителя 1 контура в соответствии со статической характеристикой регулятора уровня КД YPC02;
5.3 Останов турбогенератора
Nэл. от 90 до 110 МВт.
Отключить один из ТПН.
При Nэл менее 100 МВт закрыть стопорные клапаны ТГ, контролировать работу БРУ-К (RC11,12S01,02) по поддержанию давления в ГПК в автоматическом режиме.
Перевести снабжение паром коллектора собственных нужд от других блоков.
Контролировать закрытие ГПЗ, байпасов ГПЗ, клапанов КОС, а также автоматическое отключение выключателя КАГ-24 и отключение возбуждения генератора через 2 минуты после закрытия стопорных клапанов.
Включить на рециркуляцию ВПЭН (RL51,52D01).
Продолжить снижение мощности реакторной установки и при снижении суммарного расхода питательной воды до 200 т/ч перевести питание ПГ на ВПЭН RL51,52D01, остановить работавший (второй) турбопитательный насос.
Отдельно о снижении мощности и останове турбоагрегата
Источник:
00.УЦ.ТО.Пс.406 Учебное пособие целевого назначения по теме ТУРБИНА. УТЦ ОП ЗАЭС, Стр. 27
Плановые остановы турбины по условиям их проведения разделяются на:
• плановый останов турбины с расхолаживанием;
• плановый останов турбины без расхолаживания;
• плановый останов турбины с расхолаживанием атмосферным воздухом.
У всех этих видов планового останова турбины есть общая часть - плановое снижение мощности турбины до уровня собственных нужд 100÷60 МВт.
Снижение мощности турбины при работе АСРЗ турбины в режиме "СРТ-02 (ЭГСР)":
• АРМ включается в режим "Т" и снижение мощности турбины производится в режиме "РМ" СРТ-02 (ЭГСР);
• АРМ отключен, и снижение мощности турбины производится в режиме "РД-1" СРТ-02 (ЭГСР) при снижении мощности РУ персоналом РО.
Снижение мощности турбины производится путём изменения уставки задания мощности СРТ-02 (ЭГСР) ступенями по 100 МВт.
Перед выполнением операций по отключению ПВД по пару ВИУР включить АРМ в режим "Н", проконтролировать включение СРТ-02 (ЭГСР) в режим "РД-1". После отключения ПВД по пару ВИУР включить АРМ в режим "Т", проконтролировать включение СРТ-02 (ЭГСР) в режим "РМ" и по команде НСБ продолжить снижение мощности турбины.