Построение дифференциальной и интегральной характеристик

Дифференциальная характеристика представляет собой графическую зависимость эффективности 1 мм перемещения поглотителя от его положения по высоте активной зоны. Методика ее экспериментального построения может быть различной и зависит в основном от физического веса поглотителя.

Интегральная характеристика представляет собой графическую зависимость суммарной эффективности погруженной части поглотителя от его положения по высоте активной зоны. Для тяжелых поглотителей интегральная характеристика рассчитывается на основании экспериментально полученной дифференциальной характеристики. Интегральную кривую лёгкого стержня можно получить методом сравнения (компенсации) с откалиброванным тяжёлым поглотителем.

17. Останов энергоблока типа ввэр-1000 на перегрузку

Останов энергоблока - это перевод его из режима работы на мощности с выдачей электроэнергии в сеть в один из стояночных режимов.

Под нормальным остановом блока понимается процесс остановки его оперативным персоналом по заранее установленному алгоритму путем по­степенного понижения мощности, а также снижения температур, давлений, уровней и/или других технологических параметров со скоростями изменения, не превышающими установленных величин (эксплуатационных преде­лов). Нормальный останов обычно бывает плановым, т.е. намеченным заранее в соответствии с графиком предупредительных ремонтов, но в ряде случаев его приходится осуществлять и вынужденно.

Нормальный останов блоки производится для выполнения плановых предупредительных ремонтов для замены ядерного топлива,

- в случае появления неполадок в неисправностей, при наличии которых работа реактора на мощности запрещается, но допускается нормальный останов.

Общий порядок нормального останова блока любого типа можно разделить на четыре этапа:

1) подготовительные операции;

2) понижение мощности реактора до минимальной, установленной регламентом, а затем до нуля; при этом технологические параметры в большинстве случаев остаются близкими к рабочим; в процессе разгрузки блока при заданных уровнях мощности производится остановка турбин, а затем на упоминавшейся минимальной мощности - глушение реактора;

3) расхолаживание реакторной установки до температур, при которых производится перегрузка или ремонт, соответственно понижаются давление и другие технологические параметры;

4) перевод РУ и блока в целом в ремонтное и/или перегрузочное состояние.

Остановка турбогенераторов в данном случае не выделяется в отдельный этап, хотя, естественно, после прекращения подачи пара в турбины необходимо выполнить определенные работы, например, по отключению вспомогательных систем турбоустановки и генератора. Однако эти работы выполняются параллельно с другими и не влияют на общий процесс и длительность перевода блока в стояночный режим.

ПЛАНОВЫЙ ОСТАНОВ БЛОКА ВВЭР-1000

Общие положения

Поскольку все АЭС отдают производимую электроэнергию в энергосистему, связаны с ней единством режима генерации и распределения энергии и соответственно влияют на надежность работы системы и энергоснабжения потребителей , любое плановое изменение мощности станции, а тем более остановка блока производятся только с разрешения диспетчерской службы системы. Фактически плановая остановка блока согласовывается с диспетчерской службой трижды: сначала, когда составляется и согласовывается график остановок блоков АЭС на плановые ремонты, второй раз, когда несмотря на согласованный график, в соответствии с установленным порядком подается заявка на вывод блока в ремонт с указанием конкретной даты и времени начала снижения мощности, и наконец, непосредственно перед снижением мощности начальник смены АЭС получает разрешение диспетчера системы на начало операций.

В соответствии со сказанным выше останов блока производится в несколько этапов. При этом блок последовательно переводится персоналом из состояния «работа на мощности» в состояние «горячий останов», затем в «холодный останов» и, наконец, в конечное «перегрузочное».

Первый этап - подготовительные операции

Подготовка блока к плановому ремонту начинается заблаговременно: составляется перечень и график работ, готовятся инструменты, приспособления и т.д., но все это выходит за рамки настоящей главы. В ней будут рассматривался только действия оперативного персонала в процессе останова блока, а в этом параграфе - подготовительные операции, выполняемые оперативным персоналом,

Исходное состояние блока.

1. Реактор на энергетическом уровне мощности. ОР СУЗ групп 1-4, 6-9 на верхних концевиках, группы 10 - в регулировочном диапазоне, Концентрация Н₃В0₃ - текущая.

2. АРМ работает в режиме «Н».

3. В работе 2-4 ГЦН, 2-4 парогенератора, турбогенератор, системы безопасности, вспомогательные и обеспечивающие системы.

4. Параметры соответствуют рабочей мощности. Для полной мощности:

N_р = З000 МВт (тепл.)

N_тг = 1000 МВт (эл.)

P = 160 ± 1,5 кг/см²;

Т_вх = 289°С; Т_вых = 322°С;

H_кд = 8770 мм

р₂ = 62 кг/см².

Снижение мощности блока начинается по распоряжению главного инженера ЛЭС к, как уже говорилось, с разрешения диспетчера энергосистемы.

До начала снижения:

● вводится гидразин в питательную воду для консервации поверхностей парогенераторов;

● проверяется готовность работы БРУ-К, вспомогательных питательных электронасосов, системы расхолаживания, пускорезервной котельной или линии подачи пара от других блоков;

● проверяется работоспособность резервных и аварийных маслонасосов основной турбины и турбопитательного насоса (ТПН); снимается картограмма температур теплоносителя 1 контура на выходе из тепловыделяющих сборок, фиксируются параметры 1 и 2 контуров.

Второй этап - разгрузка блока

Для снижения мощности блока переключают АРМ в режим «Т», а само снижение осуществляют, воздействуя на систему управления турбины. Скорость снижения мощности реактора при этом не должна превышать 3% N_ном в минуту.

Если по каким-либо причинам АРМ не может быть включен в работу в режиме «Т», то снижение электрической мощности турбогенератора производят шагами по 5-10 МВт со средней скоростью не более 6 МВт/мин. Перед каждой ступенькой снижения уведомляется оператор реактора, который дистанционным вводом рабочей группы ОР СУЗ понижает мощность реактора так, чтобы поддерживать давление в главном паровом коллекторе 60 кг/см³.

По мере снижения мощности и соответственно средней температуры теплоносителя в активной зоне рабочая группа ОР СУЗ (10-я) автоматически погружается в зону, компенсируя отрицательные мощностной и температурный эффекты. Чтобы не допустить чрезмерного опускания рабочей группы, увеличивают расход по системе подпитки - продувки до 40 м /час и начинают вводить на всас подпиточных агрегатов раствор борной кислоты из баков борного концентрата. Количество введенного бора определяется требованием удержания рабочей группы ОР СУЗ в установленной зоне регулирования

В процессе разгрузки контролируются:

–параметры 1 и 2 контуров, турбины и генератора; - синхронность движения ОР СУЗ;

–срабатывание блокировок (переключение отборов турбины, отключение ПВД, отключение одного ТПН, переход снабжения паром собственных нужд на БРУ-СН) и т.д.

При мощности 40-50 МВт (эл.) (расход пара примерно 480 т/час) закрывают стопорные клапаны турбины, затем главную паровую задвижку и се байпас. Давление в главном паровом коллекторе поддерживается сбросом пара через БРУ-К в автоматическом режиме. Контролируется выбег турбогенератора.

Примерно через 2 мин после закрытия стопорных клапанов электрогенератор автоматически отключится от системы.

После остановки турбогенератора продолжают снижение мощности реактора. При снижении расхода питательной воды до 200 т/час питание парогенераторов переводится на вспомогательный питательный электронасос, а ТПН отключается.

При мощности 3% N_ном БРУ-К переводят в дистанционный режим, а реактор глушится, для чего продолжается ввод в 1 контур борной кислоты до стояночной или при остановке на перегрузку до перегрузочной (16 г/кг) концентрации. Для выравнивания концентрации бора в контуре и в компенсаторе давления организуется впрыск теплоносителя в КД с небольшим

При достижении в I контуре требуемой концентрации Н₃ВО₃ ввод бора прекращается, но расход подпитки-продувки сохраняется не менее 30 м³/час для дегазации теплоносителя.

Затем поочередно в групповом режиме опускаются на нижние концевики все ОР СУЗ (с 10-й по 1-ую группы).

Одновременно с указанными операциями по мере снижения мощности поднимаются в верхнее положение датчики контроля нейтронного потока промежуточного диапазона (при N ~ 9-10% N_ном) и диапазона источника. Автоматически должны также включиться звуковые индикаторы разгона.

Итак, в результате выполненных операций РУ находится в состоянии «горячий останов»:

реактор заглушен, концентрация Н₃ВО₃ равна стояночной (при остановке на перегрузку - не менее 16 г/кг), все ОР СУЗ на нижних концевиках; - Р₁-160 кг/см, Т₁ = 270-280°С, Р₂ = 62 кг/см2;

ГЦН работают, ПГ в паровом режиме со сбросом пара через БРУ-К в конденсатор турбины.

Третий этап - расхолаживание РУ

До начала расхолаживания 1 контура отключают 2 ГЦН, подпитывают 1 контур до изменения уровня в КД с 4500 до 11600 мм (регулируя системой подпитки -продувки), а также парогенераторы до уровня 3700 мм.

Для расхолаживание РУ увеличивают сброс пара из ПГ через БРУ-К и регулируют его так, чтобы скорость снижения температуры не превышала 30°С/час.

При неработоспособности БРУ-К пар сбрасывается через БРУ-СН в технологический конденсатор.

Для обеспечения параллельного расхолаживания КД отключают нагреватели и организуют непрерывный расход через него теплоносителя 1 контура (через регулятор расхолаживания). Разность температур между КД и «горячими» нитками 1 контура поддерживается около 55°С.

Одновременно с расхолаживанием I контура проводятся следующие операции.

При давлении в 1 контуре 65-90 кг/см² отключаются от контура гидроемкости САОЗ (закрываются задвижки).

При давлении в 1-ом контуре-20 кг/см¹ (Т₁ < 150°С) в КД подается азот.

Ведется подготовка к работе каналов системы аварийного и планового расхолаживания. Для включения системы ее прогревают до температуры, отличающейся от температуры воды в 1 контуре не более, чем на 30°С; прогрев системы низкого давления ведется за счет работы насоса на рециркуляцию, а трубопроводов высокого давления - проливом из I контура в приямок организованных протечек.

Перевод расхолаживания на систему расхолаживания производится при температуре I контура -120°С. После перевода собирается схема для расхолаживания КД с подачей волы в него через систему подпитки, затем останавливаются оба ГЦН, отключаются их вспомогательные системы. Давление в 1 контуре за счет сброса азота снижается до 3-5 кг/см², в гидроемкостях САОЗ - до 20 кг/см².

Регулируя температуру I контура за счет расхода технической воды на теплообменник системы расхолаживания, продолжают охлаждать 1 контур (скорость - 5°С/час) до Т₁ < 45°С (Ткд < 60°С). На этом значении температура стабилизируется.

Продолжается циркуляция теплоносителя через систему подпитки - продувки с расходом 40-45 м³/час для «дегазации» контура.

Таким образом, РУ переведена в режим «холодный останов».

1. Реактор заглушен. Все ОР СУЗ опущены. Концентрация Н₃ВО₃ > 16 г/кг (или стояночная).

2. Р₁ = 3 – 5 кг/см², Т₁ < 45°С, Т_кд < 60°С.

3. Н_кд = 11600 + 200 мм.