Заключение, ключевые моменты темы

(применительно к отечественным реакторам с ВВЭР-1000)

 

1. Изменение мощности реактора в нормальных условиях эксплуатации осуществляется:

- десятой группой ОР СУЗ, которая управляется от системы группового и индивидуального управления (СГИУ) либо оператором БЩУ от ключа управления, либо автоматическим регулятором мощности (АРМ);

- системой подпитки-продувки (ТК) с помощью которой оператор БЩУ изменяет концентрацию борной кислоты в первом контуре (борное регулирование).

 

2. Изменение мощности турбогенератора осуществляется с помощью регулирующих клапанов (РК) турбогенератора, которые управляются либо оператором, либо автоматически - электрической частью системы регулирования турбины (ЭЧ СРТ).

 

3. Применяется программа регулирования мощности программа с заданием температурного режима II контура t_II = const за счет поддержания давления пара по закону р_II = const.

Программа реализуется для мощностей энергоблока, при которых в главном паровом коллекторе (ГПК) обеспечивается номинальное давление пара (6 МПа) – то есть практически для всего диапазона мощностей, кроме N < примерно10 %.

Для регулирования используется управляющий сигнал по изменению давления в ГПК - DР_ГПК.

 

4. Регуляторы АРМ и ЭЧСР в основном работают совместно. Есть только два сочетания режимов:

1) АРМ - режим Н; ЭЧ СРТ - режим РД1. Первичное управление энергоблоком осуществляется через реактор. Управляющим сигналом является изменение нейтронного потока (DN_n). Измерения осуществляет аппаратура контроля нейтронного потока (АКНП) с помощью измерительных каналов (ИК). Сигнал по изменению электрической мощности турбогенератора (DN_Э) в регулировании не используется;

2) АРМ - режим Т; ЭЧ СРТ - режим РМ. Первичное управление энергоблоком осуществляется через турбогенератор. Управляющим сигналом является DN_Э. Сигнал DN_n в регулировании не используется.

 

5. Управляющие сигналы DР_ГПК, DN_n, DN_Э формируются сравнением (в блоке сравнения S) текущего значения Р_ГПК, N_n, N_Э с заданным Р, N_зад, N_зад (см. Рисунок).

 

 

Рисунок. Функциональная схема регулирования мощности

 

6. Режимы регулирования Н-РД1 и Т-РМ реализуются:

- автоматически регуляторами АРМ и ЭЧ СРТ при мощности более 5 % номинальной (N_ном)

- вручную операторами (дистанционным воздействием на ОР СУЗ, систему ТК, РК турбины) при мощности менее 5 % N_ном, или при решении регулирования в ручном режиме, или при отказах регуляторов АРМ, ЭЧ СРТ.

 

7. Режим регулирования Н-РД1 (ведущий реактор) применяют в двух случаях:

- в переходных режимах (пуск останов, изменение мощности) для мощности реактора менее 40 % N_ном;

- в стационарном режиме без изменения уровня мощности (для любого уровня мощности).

 

8. Режим регулирования Т-РМ (ведущий турбогенератор) применяют в переходных режимах (пуск останов, изменение мощности) для мощности реактора более 40 % N_ном.

 

 

9. Демонстрация использования режимов регулирования (см. рисунки)

 

Режимы регулирования при пуске энергоблока

 

 

Режимы регулирования при останове энергоблока

 

10. Основные этапы пуска блока

1) Подготовительные операции (разрешения и проверки систем).

2) Подъем ОР СУЗ – длится около 30 мин.

Последовательно с 1-й по 10-ю группу. В групповом режиме от ключа управления.

3) Снижение концентрации борной кислоты до критической (перед пуском блока концентрация борной кислоты обеспечивающая подкритичность не менее 0,02. Для стояночного режима от 16 до 20 г/см³) – длится 5-20 часов (в зависимости от начальной и критической концентрации борной кислоты). Этап заканчивается выходом на МКУ.

4) Набор мощности от МКУ до уровня 5 % с помощью десятой группы ОР СУЗ

5) Проверка сцепления кластеров с приводами СУЗ

6) Набор мощности от 5 % до 40-45%. Увеличение мощности осуществляется в ручном режиме 10-й группой ОР СУЗ или уменьшением концентрации борной кислоты.

7) Толчок роторов турбины, увеличение частоты вращения роторов до номинальной, равномерный прогрев подвижных и неподвижных элементов турбины. Этап длится от 15 до 30 мин.

8) Увеличение мощности РУ до мощности 75…80 % Nном.

Регуляторы в режиме «Т-РМ». Увеличение мощности энергоблока осуществляется постепенным увеличением нагрузки турбогенератора (в режиме «Т-РМ» увеличение нагрузки ТГ приводит к увеличению мощности реактора). АРМ воздействует на 10-ю группу ОР СУЗ.

9) Выдержка времени в течение 3 часов, при этом

- регуляторы в режиме «Н-РД1»

-контролировать температуру теплоносителя на выходе из кассет; коэффициенты неравномерности энерговыделений активной зоны; параметры систем первого, второго контуров и турбоагрегата.

10) Увеличение мощности РУ до номинальной.

Регуляторы в режиме «Т-РМ». Увеличение мощности энергоблока так же как на шаге №8.

При выходе на номинальный стационарный уровень регуляторы в режиме «Н-РД1».

 

11. Основные этапы останова блока

1) Подготовка к снижению мощности (разрешения и проверки систем). Регуляторы в режиме «Н-РД1»

2) Снижение мощности реактора до уровня 40% Nном.

Регуляторы в режиме «Т-РМ». Снижение мощности проводится постепенной разгрузкой тугбогенератора. Снижение мощности реактора - от введения десятой группы ОР СУЗ. Снижения мощности ТГ от прикрытия РК турбины.

3) Снижение мощности от 40% до собственных нужд.

Регуляторы в режиме «Н-РД1». «Лишний» пар сбрасывается в БРУ-К.

Снижение мощности реактора - от введения десятой группы ОР СУЗ. Снижения мощности ТГ от прикрытия РК турбины.

4) Отключение турбогенератора.

5) Разгрузка до МКУ. При мощности не менее 5% отключить регуляторы АРМ, ЭЧ СРТ. Снижение мощности осуществляется введением борного раствора.

6) Перевод реактора в подкритическое состояние.

Осуществляется введением борного раствора до создания достаточной подкитической концентрации (подкритичность не менее 0,02). Длительность этапа 1-3 часа.

7) Ввод ОР СУЗ в активную зону.

Последовательно с 10-й по 1-ю группу. В групповом режиме от ключа управления.

 

12. Одними из основных параметров РУ и энергоблока являются нейтронная мощность реактора и электрическая нагрузка турбогенератора.

Операторы БЩУ осуществляют постоянный контроль за указанными параметрами, при этом следят за состоянием оборудования, которое напрямую влияет на указанные параметры: ГЦН, ТГ, ПВД, ТПН, КЭН I, IIст., ПНД, циркнасосы, блочный трансформатор, оборудование линий электропередач, АСУ ТП, РЗА, система электроснабжения СН.