2.Увеличение мощности реактора до 20 - 39 % Nном. Подготовка к увеличению мощности более 5 %Nном.

Давление в главном паровом коллекторе 62 кгс/см², вакуум в конденсаторах турбины соответствует Рабс.< 0,3 кгс/см², выполнена проверка защит турбоагрегата и ТПН. Ввести в работу один или два ТПН.

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

Отрегулировать непрерывную и периодическую продувку ПГ с номинальным расходом с очисткой на фильтрах установки СВО-5 и сбросом в дренажные баки машзала или деаэраторы. Поочередным подключением периодической продувки ПГ добиться получения удовлетворительных анализов воды в ПГ.

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 ⁰С;

Р_1к =160 кгс/см^{2 +}/– 1 кгс/см²;

Тводы КД = 345 ⁰С;

Lкд в соответствии с графиком Приложения №7;

Ргпк = 62 кгс/см^{2 +}/– 2 кгс/см²;

Lпг = 27 ⁺⁵ см (по метровому уровнемеру);

Т пит.воды = 164 ⁰С.

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

 РУ готова к дальнейшему увеличению мощности.

Подключение фильтров те10(20)n03, 02 сво-2 (если не были подключены ранее).

Обе нитки ТЕ10,20 в резерве:

-ТЕ10,20N01 в Н⁺ форме;

-ТЕ10,20N02 в NН₃⁺, К⁺ форме, либо после регенерации в Н⁺ форме;

-ТЕ10,20N03 в ВО₃ ^–3 форме.

Подключить ТЕ10(20)N02 в соответствии с "Инструкцией по эксплуатации системы СВО-2".

Приступить к вводу в теплоноситель 1 контура NН₃⁺ и КОН с целью перевода фильтра ТЕ10(20)N02 в NН₃⁺, К⁺ форму, в случае подключения его после регенерации.

Подключить ТЕ10(20)N03 в соответствии с "Инструкцией по эксплуатации системы СВО-2". При подключении фильтров общий расход через установку ТЕ поддерживать от 20 м³/ч до 30 м³/ч.

Контролировать концентрацию борной кислоты в теплоносителе первого контура и после ТЕ10(20)N03.

Убедиться, что С _{НзВОз 1К} = С _{НзВОз после ТЕ10(20)N03}.

10. Увеличение мощности реактора до 20 - 39%N_ном при переводе энергоблока из состояния «реактор критичен» в состояние «работа на мощности».

После 30-минутного прогрева включить АРМ в режим "Н". По программе, утвержденной ГИС, проверить работоспособность АРМ в режиме "Н".

Включить АРМ в режим "Т" с уставкой Р =62 кгс/см².

По программе, утвержденной ГИС, проверить работоспособность АРМ в режиме "Т".

Проверить работу автоматических регуляторов:

а) давление пара в коллекторе собственных нужд (12 ⁺/- 0,5) кгс/см²;

б) давление пара в деаэраторах RL21,22В01 (6 ⁺/- 0,2) кгс/см² .

Генератор переведен на водород, система водяного охлаждения обмотки статора генератора в работе.

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

*) После подъема мощности реактора до (10-20) %Nном. и отсутствии необходимости разгрузки реактора в дальнейшем, перевести переключатели режимов перемещения БД ДП обоих комплектов БЩУ в режим "автоматический", проконтролировать уход БД ДП на КН.

*) Зафиксировать ключи управления БД ДП обоих комплектов БЩУ в режим "индивидуального" управления.

*) Ключи управления блоками детектирования ДИ на РЩУ зафиксировать в режиме "авт."

Примечание: *) - применительно только к блокам 2-6.

Для блока 1: при увеличении мощности до (8 – 10) %Nном выставить уставки АЗ в ДР на (20 – 22) % Nном больше чем N текущая.

Для блоков 2-6: при увеличении мощности до (8 – 10) %Nном или появлении сигнала в ДЭ "уставка вверх" выставить уставки АЗ в ДЭ на (20 – 22)% больше чем N текущая.

Далее для блоков 1-6.

Выдерживать такой запас до срабатывания АЗ в процессе набора нагрузки, но не превышать величину, приведенную в "Таблице допустимых режимов эксплуатации энергоблоков Запорожской АЭС" (приложение 1).

В процессе увеличения мощности перейти на основные регуляторы уровня в ПГ RL71-74S02.

Мощность РУ Nнач.~ (39%Nном.), включить АРМ в режим "Н".

3.Разворот ТГ и включение в сеть.

К моменту подъема мощности реакторной установки до N = 39 % N_ном турбоагрегат должен быть готов к толчку роторов, паропроводы свежего пара после ГПЗ и блоков СРК прогреты, прогреты трубопроводы обвязки БРУ-К и БРУ-СН.

Перед толчком турбины небходимо:

1. Проконтролировать и записать в оперативный журнал следующие параметры:

• осевой сдвиг ротора;

• относительное расширение роторов ЦВД и ЦНД;

• прогиб ротора ЦВД;

• абсолютное расширение ЦВД и ЦНД;

• температуры СРК 1 – 4 (не менее 240⁰С);

• температур «верх - низ» ЦВД в трех сечениях (паровпуск и два выхлопа ЦВД) (+/- 50⁰С);

• давление пара в ГПК (62 кгс/см²);

• давление пара в конденсаторах (не более 0,12 кгс/см² абс.);

• температуру масла перед подшипниками (35 – 45⁰С).

2. Продуть ГПК поочередным дистанционным открытием БРУ-К на 50% на 6 – 7 минут каждый (все 30 мин), при мощности РУ (25 – 30)% N_ном.

3. Перевести питание КСН паром от БРУ-СН.

4. С помощью БРУ-К установить давление в ГПК равным 60 кгс/см², поставить БРУ-К на «автомат».

5. По приборам БЩУ и РМОТ убедиться, что давление в конденсаторах не более 0,12 кгс/см² (абс.).

6. Проверить по месту и убедиться, что механизм управления турбиной (МУТ) выведен в положение «убавить» до упора.

Разворот турбины и ее нагружение до номинальной мощности производится с помощью электро-гидравлической системы регулирования (ЭГСР) или (при неисправности ЭГСР) с разрешения ГИС с помощью гидравлической системы регулирования(ГСР).

Разворот осуществляется ЭГСР по одной из трех временных программ в зависимости от предтолчкового температурного состояния турбины в зоне паровпуска ЦВД:

а) 1 программа – пуск из «холодного» состояния (t_м < 80⁰C);

б) 2 программа – пуск из «неостывшего» состояния (t_м от 80⁰C до 180⁰C);

в) 3 программа – пуск из «горячего» состояния (t_м > 180⁰C).

Каждая программа состоит из 4-х этапов:

1 этап – толчок турбины с выходом на частоту вращения (600 + 25) об/мин с постоянным ускорением (90 +/- 10) об/мин для программ 1 и 2, и (180 +/- 10) об/мин для программы 3.

2 этап – выдержка на частоте вращения 600 об/мин:

для программы: 1 – (15 +/- 0,5) минут;

2 - (10 +/- 0,5) минут;

3 - (0 + 0,5) минут.

3 этап – переход на номинальную частоту вращения с постоянным ускорением (90 +/- 10) об/мин для программ 1 и 2, и (180 +/- 10) об/мин для программы 3.

4 этап – выдержка на номинальной частоте вращения (1500 +/- 25) об/мин:

для программы: 1 – (5 +/- 0,5) минут;

2 - (3 +/- 0,5) минут;

3 - (0 + 0,5) минут.

При 600 об/мин начало прогрева и подключения СПП средствами АСУТ, а при отказе регуляторов – в ручном режиме.

При 1000 об/мин происходит автоматическое отключение ВПУ и НГПР (или вручную при отказе автоматики).

При достижении частоты вращения 1400 об/мин кратковременным нажатием кнопки РУ РК (ручного управления регулирущими клапанами) перейти на ручное управление и в течении 2-х минут со скоростью 3 об/мин/сек довести частоту вращения ротора турбины до оборотов необходимых для синхронизации и включения генератора в сеть.

Проценсс разворота заканчивается по истечении времени выдержки ротора на номинальной частоте вращения (на И-210 гаснет световой сигнал «1500 об/мин»).

В процессе набора оборотов турбины поддерживается давление в главном паровом коллекторе Р_гпк = 62 кгс/см² +/- 2 кгс/см² работой БРУ-К и контролируется:

• отсутствие задеваний и гидроударов в проточной части;

• поддержание постоянного уровня в парогенераторах L_пг = 27 ^{+ 5} см по уровнемеру с меровой базой(1000 мм);

• вибросостояние подшипников турбины и генератора;

• температура подшипников имасла на сливе с подшипников;

• параметры тепломеханического состояния турбины;

• параметры пара и вакуума,

не допуская превышения предельных значений контрольных параметров тепломеханического состояния турбины.

После вывода турбоагрегата на 1500 об/мин при необходимости производится проверка автомата безопасности.

По распоряжению диспетчера энергосистемы собирается электросхема генератора, вводится в работу система возбуждения, выполняется синхронизация и включение генератора в сеть.

Далее производится нагружение турбогенератора до N_эл = N_{установки}, согласно инструкции по эксплуатации турбогенератора, в соответствии с программной уставкой АСУТ со скоростью не более 10 МВт в минуту.

Турбина позволяет произвести пуск и нагружение до номанальной нагрузки:

а) из «холодного» состояния - за 3,5 часа.

б) после простоя 24 – 30 часов - за 2 часа.

в) после простоя 8 – 12 часов - за 1 час.

В процессе нагружения контролируется давление в ГПК Р_гпк = 62 +/- 2 кгс/см², которое поддерживается работой БРУ-К.

Контролируется работа ТПН. При мощности не более 50% N_ном вводится в работу второй ТПН, если не был введен ранее.

После полного закрытия БРУ-К АРМ-5 включается в режим «Т» и нагружение энергоблока производится от ЭГСР.

При этом контролируется:

• скорость роста мощности реактора;

• работа АРМ-5 и синхронность перемещения ОР СУЗ;

• рост уровня в КД;

• основные параметры реактора, 1 и 2 контуров, турбины и генератора.

В случае уменьшения периода роста нейтронной мощности менее 50 секунд немедленно прекращается нагружение турбогенератора.

При первом наборе нагрузки после перегрузки топлива на мощности от 40 до50% N_ном стбилизируются параметры реакторной установки и под руководством представителя ОРБ производятся испытания внешнего математического программного обеспечения (ВМПО

СВРК для проверки правильности загрузки активной зоны по программе, разработанной отделом ядерной безопасности и утвержденной главным инженером станции.

Второй этап испытаний проводится при мощности реакторной установки от 80 до 90% N_ном.