2.4 Подготовка к увеличению мощности более 5 %Nном.

Давление в главном паровом коллекторе (62  1) кгс/см², выполнена проверка защит турбоагрегата и ТПН.

Введен в работу один или два ТПН (при исправности обоих ТПН, во избежание останова РУ ключом АЗ при непреднамеренном отключении одного из ТПН, рекомендуется подъем мощности до значения более 25 % Nном производить при обоих работающих ТПН).

Выполнен прогрев паропроводов до стопорно - регулирующих клапанов турбины и БРУ-К.

Включить (при необходимости) неработающие ГЦН, подключить фильтры СВО-1 включенных ГЦН, проконтролировать перепады давлений на фильтрах СВО-1 и активной зоне.

Стабилизировать основные параметры РУ при:

Т_1к в пределах от 275 до 280 С;

Р_1к =(160  2) кгс/см²;

Тводы КД = (345 2) С;

Lкд в соответствии с графиком

Ргпк = (62  2) кгс/см²;

Lпг = (270 + 50) мм (по уровнемеру с диапазоном измерений от 0 до 1000 мм);

Т пит.воды = (164 2) С.

Изменение уставки уровня в КД в зависимости от средней температуры теплоносителя 1 контура

Произвести контроль температурного поля на выходе теплоносителя из топливных сборок активной зоны с помощью СВРК.

 РУ готова к дальнейшему увеличению мощности.

3. Набор мощности от 5 % до номинального

3.1 Увеличение мощности реакторной установки в диапазоне от 5% до (20-39) % Nном

Отключить АРМ;

увеличить мощность реактора до Nнач. (не более 39 % Nном.) в ручном режиме со скоростью не более 3 % Nном/мин при постепенном открытии БРУ-К.

При мощности 7…12 % Nном необходимо:

- после 30-минутного прогрева по программе, утвержденной ГИ (ПЗГД), проверить работоспособность АРМ в режимах "Н" и "Т"

- произвести расчет тепловой мощности по специальной методике.

По результатам этого расчета определить необходимость проведения предварительной тарировки каналов АКНП по специальной программе.

Мощность РУ Nнач = 38…39% Nном.

Включить АРМ в режим "Н".

Турбоагрегат готов к толчку роторов.

3.2 Разворот тг, включение в сеть

После полного завершения подготовительных операций и проверки готовности турбины к пуску можно приступать к развороту турбины.

Основными задачами разворота турбины являются:

– толчок роторов турбины;

– увеличение частоты вращения роторов до номинальной;

– равномерный прогрев подвижных и неподвижных элементов турбины.

Толчок турбины производится по команде НСБ с разрешения НС АЭС.

Для разворота турбины взведите ЗУ и проконтролируйте открытие СК и СЗ турбины.

Толчок роторов турбины осуществляется незначительным открытием регулирующих клапанов турбины. При пуске турбины из неостывшего и горячего состояния бывают случаи, когда толчок роторов происходит после открытия заслонок промперегрева за счёт аккумулированного пара в корпусах СПП.

С начала повышения частоты вращения ротора турбины приступите к прогреву металла 2 ст. СПП.

В зависимости от температуры металла корпуса ЦВД в зоне паровпуска различают пуск турбины из:

- холодного состояния - Т паровпуска ЦВД < 80 C;

- неостывшего состояния – 80 С < Т паровпуска ЦВД < 180 C;

- горячего состояния - Т паровпуска ЦВД >180 C.

Алгоритм программы разворота турбины

Тпп, ­оС	F, об/мин	F, об/мин		F, об/мин	F, об/мин	F, об/мин
	0÷560	560÷600		600÷1420	1420÷1485	1485÷1500
	dF/dt, об/мин*с-1	dF/dt, об/мин*с-1	t, мин	dF/dt, об/мин*с-1	dF/dt, об/мин*с-1	dF/dt, об/мин*с-1	t, мин
<80	2,4	1,2	15	2,4	1,2	0,6	5
80÷160	2,4	1,2	10	2,4	1,2	0,6	3
<160	2,4	1,2	0	2,4	1,2	0,6	0

Увеличение частоты вращения ротора выполняется не непрерывно, а с выдержками времени на промежуточной и номинальной частоте вращения. Эти выдержки времени необходимы для:

- равномерного прогрева роторов и корпусов турбины;

- поддержания в допустимых пределах относительного удлинения ротора;

- поддержания в допустимых пределах температурных напряжений в роторах и корпусах турбины;

- удаления из корпуса образующегося конденсата.

Выдержка времени на промежуточной частоте вращения особенно важна при пуске турбины из холодного состояния, так как в начальный момент вращения ротора пар, поступающий в холодный корпус, интенсивно конденсируется и необходимо время для удаления образовавшегося конденсата из корпуса через дренажи.

В зависимости от режима работы системы регулирования турбины можно выделить следующие виды разворота турбины:

полуавтоматический разворот в режиме ЭГСР;

ручной разворот в режиме ЭГСР;

разворот турбины в режиме ГСР.

При развороте турбины ЭГСР в полуавтоматическом режиме выполняется оператором на пульте управления СРТ нажатие кнопок “Исх”, ”0”, и “1500” ячейки "Разворот", а ЭГСР выбирает программу разворота в зависимости от температуры металла корпуса ЦВД:

программа 1 - пуск из холодного состояния (рисунок 13):

толчок ротора;

повышение частоты вращения до 560 об/мин со скоростью 2,4 об/мин за секунду;

повышение частоты вращения до 600 об/мин со скоростью 1,2 об/мин за секунду;

выдержка времени на частоте 600 об/мин в течении 15 минут;

повышение частоты вращения до 1420 об/мин со скоростью 2,4 об/мин за секунду;

повышение частоты вращения до 1485 об/мин со скоростью 1,2 об/мин за секунду;

повышение частоты вращения до 1500 об/мин со скоростью 0,6 об/мин за секунду;

выдержка времени на частоте 1500 об/мин в течении 5 минут.

Пример: график полуавтоматического пуска турбины из холодного состояния, Т<80C

Из всех видов разворота турбины наиболее предпочтителен полуавтоматический разворот в режиме ЭГСР, так как он значительно облегчает работу оператора и наиболее точно выдерживает скорость повышения частоты вращения роторов.

Турбина должна быть немедленно остановлена, если в процессе повышения частоты вращения ротора:

- будут прослушиваться задевания в проточной части турбины или генератора;

- резко увеличится температура подшипников ими температура масла на сливе из подшипников;

- резко увеличится вибрация подшипников (кроме момента прохождения критических частот от 790 до 1260 об/мин;

- появятся гидравлические удары в проточной части турбины.

В процессе разворота запрещается делать выдержки времени в диапазоне критических частот вращения 790÷1260 об/мин, и эта частота должна быть пройдена по возможности быстрее. Повторный толчок роторов или увеличение оборотов производится после выявления и устранения причин, приведших к останову.

Если при повышении частоты вращения до 1500 об/мин будет наблюдаться вибрация более 7,1 мм/с, то частота вращения ротора должна быть понижена до 600±25 об/мин. Если при работе турбины с частотой вращения 600 об/мин в течение 15 мин не уменьшится, турбину перевести на ВПУ.

Вернемся к реакторной установке

1 Произведен толчок роторов ТГ в соответствии с "Инструкцией по эксплуатации турбоагрегата".

В процессе набора оборотов ТГ контролировать:

-давление в ГПК Ргпк = (62  2) кгс/см²

-Lпг = (270 +50) мм по уровнемеру с диапазоном измерений от 0 до 1000 мм;

2 Достигнута номинальная частота турбогенератора 1500 об/мин - замечаний нет.

3 По распоряжению диспетчера энергосистемы собрана электросхема генератора, введена в работу система возбуждения, выполнена синхронизация и включение генератора в сеть.

4 В процессе нагружения ТГ до Nэл = Nуст контролировать Ргпк = (62  2) кгс/см².

5 При мощности не более 50 % Nном введен в работу второй ТПН, если это не было сделано ранее.

6 После полного закрытия клапанов БРУ-К включить АРМ в режим "Т" и продолжить нагружение энергоблока.

7 Контролировать:

а) скорость увеличения мощности реактора;

б) работу АРМ и синхронность перемещения ОР СУЗ;

в) увеличение уровня в YР10В01;

г) основные параметры реактора, первого, второго контуров

8 При увеличении нейтронного потока активной зоны (период реактора менее 60 с) - немедленно прекратить нагружение ТГ