«УТВЕРЖДАЮ»

Заведующий кафедрой

Эксплуатации и ФЗ ЯЭУ

В.А. Кирияченко

«__»____________20__ г.

Лекция № 8

Тема: Перевод энергоблока из состояния «Реактор критичен»

в состояние «Работа на мощности»

План лекции

1. Вводная часть 5 мин.

2. Основная часть:

2.1. Увеличение мощности реактора до 5% Nном. 20 мин.

2.2. Увеличение мощности реактора до 20-39% Nном. 15 мин.

2.3. Разворот ТГ и включение генератора в сеть. 20 мин.

2.4. Увеличение мощности реактора до 75-80% Nном.

и до номинальной. . 15 мин.

3. Заключительная часть. 5 мин.

Задание на самостоятельное изучение материала – 2 часа.

Приготовление и ввод в работу системы регулирования и защиты турбины. Литература [14, 18].

В результате изучения материала лекции студенты должны:

а) знать:

- возможные способы увеличения мощности реакторной установки;

- действия оператора при пуске турбины;

б) уметь выполнять увеличение мощности реактора и турбогенератора;

в) быть ознакомленными с физическими основами процессов, протекающих на ЭБ при его переводе в состояние «Работа на мощности».

Литература

1. В.А. Иванов «Эксплуатация АЭС». Энергоатомиздат 1994 г.

2. В.А. Острейковский «Эксплуатация АС». Энергоатомиздат 1999 г.

3. Технологический регламент безопасной эксплуатации энергоблоков с реактором ВВЭР-1000.

4. Инструкция по эксплуатации реакторных установок с реактором ВВЭР-1000.

Вводная часть

На прошлой лекции были рассмотрены операции по переводу энергоблока из состояния «горячий останов» в состояние «реактор критичен», а именно:

- подготовительные операции перед взводом ОР СУЗ и подъем ОР СУЗ;

- операции водообмена в предпусковом и пусковом интервалах;

Материал сегодняшней лекции включает в себя рассмотрение операций по переводу энергоблока из состояния «реактор критичен» в состояние «работа на мощности». Перевод ЭБ в состояние «работа на мощности» является важной технологической операцией, так как при этом происходит толчок турбины, синхронизация генератора с сетью и дальнейшее увеличение нагрузки генератора. Правильное выполнение операций при переводе ЭБ в состояние «работа на мощности» является ключевой операцией при пуске ЭБ, т.к. на этом этапе осуществляется достижение главной цели применения объектов атомной энергетики – производство электрической энергии и подача ее потребителям

.

Основная часть

1. Увеличение мощности реактора до 5% Nном.

Компенсация эффектов реактивности (температурный, мощностной, отравление ксеноном) в процессе вывода реактора на мощность производится извлечением регулирующей группы ОР СУЗ и последующим снижением концентрации борной кислоты в первом контуре при достижении 10 группы ОР СУЗ положения, обеспечивающего оптимальное поле энерговыделения, но не более верхней границы регламентного положения (1–9 группы ОР СУЗ на КВ).

Включить в работу ГЦН, находящиеся в резерве, если пуск реактора производился при неполном числе работающих ГЦН.

Включить в работу фильтры ТС на петлях с вновь включенными ГЦН.

Снять картограмму температурного контроля активной зоны.

Несимметричность значений температуры на выходе из активной зоны реактора не должна превышать 3 %.

Начать подъем мощности реактора с периодом от 90 до 120 с, подъемом регулирующей (10) группы ОР СУЗ и последующим снижением концентрации борной кислоты в первом контуре при достижении 10 группы ОР СУЗ положения, обеспечивающего оптимальное поле энерговыделения, но не более верхней границы регламентного положения (1–9 группы ОР СУЗ на КВ).

Избыток пара сбрасывать через систему RR, на собственные нужды блока и/или через БРУ-К на конденсаторы турбины.

В случае выхода на мощность после перегрузки при мощности от 1*10^-3 до 1*10^-2) Nном, произвести проверку сцепленности ОР СУЗ .

После АЗ или ППР без перегрузки допускается производить проверки сцепленности ОР СУЗ при уровне мощности от 1 до 5 % по условиям чувствительности реактиметра.

При увеличении мощности своевременно выставлять уставки АЗ по превышению мощности и перемещение БД.

При переходе из ДП в ДЭ (примерно 3 %Nном) контролировать, что БД ДП остались в рабочей зоне.

Мощность реактора 5 % Nном.

Произвести проверку сцепления кластеров с приводами СУЗ.

Проверка сцепления кластеров с приводами СУЗ производится:

-каждый раз после вывода реактора в критическое состояние после перегрузки останова и после ППР, связанного с расцеплением или заменой приводов СУЗ - для данных ОР СУЗ;

-после срабатывания АЗ для всех ОР СУЗ;

-после срабатывания УПЗ для группы, используемой для УПЗ .

В процессе проверки сцепления кластеров с приводами СУЗ обеспечить:

1. концентрацию борной кислоты в теплоносителе 1 контура=const;

2. среднюю температуры теплоносителя 1 контура=const;

3. уровень в КД=const.

Проверка сцепления кластеров с приводами СУЗ производится следующей последовательности:

- на блоке индивидуального выбора ОР выбрать подлежащий проверке ОР /нажатием кнопок, соответствующих координатам выбранного ОР;

- ключом индивидуального управления перемещать ОР "вниз" на величину до 70 см до заметного изменения нейтронного потока и/или реактивности;

- контролировать перемещение ОР по указателю положения ОР;

- воздействием на ключ индивидуального управления вернуть ОР в исходное положение;

- убедиться, что нейтронный поток изменился до величины, предшествовавшей перемещению ОР;

- отключить на блоке индивидуального выбора проверенный ОР и выбрать следующий;

• повторить все операции по проверке сцепления с остальными ОР поочередно.

После окончания проверки сцепления всех кластеров с приводами СУЗ:

1. Сделать запись в оперативном журнале ВИУР об окончании проверки сцепления ОР с приводами СУЗ.

2. Снять картограмму температурного контроля активной зоны.

В случае первого выхода на МКУ после перегрузки произвести по программе под руководством представителя ОЯБ:

а) проверку эффективности аварийной защиты;

б) определение дифференциальной и интегральной эффективности регулирующей группы ОР СУЗ;

в) определение температурного коэффициента реактивности.

2. Увеличение мощности реактора до 20-39% Nном.

Давление в главном паровом коллекторе 62 кгс/см², вакуум в конденсаторах турбины соответствует Р(абс.) менее 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}.

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".