МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО
ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ОБНИНСКИЙ ИНСТИТУТ АТОМНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ
ФИЗИКО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ
Р.П. БАКЛУШИН
ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ
НОРМАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ АЭС
Учебное пособие по курсу
«ЭКСПЛУАТАЦИЯ АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ»
Часть!
Обнинск 1999
Баклушин Р.П. Переходные режимы нормальной эксплуатации АЭС. Учебное
пособие по курсу "Эксплуатация атомных электростанций".
Часть 1-Обнинск, ИАТЭ, 1999-67 с.
В учебном пособии рассматриваются переходные режимы нормальной
эксплуатации энергоблоков атомных электрических станций. Настоящая 1-ая часть
пособия посвящена общим вопросам переходных режимов. В ней обращается
внимание на характерные особенности режимов, на физико-технические основы,
определяющие их, на меры, обеспечивающие безопасность и надежность АЭС.
В последующих частях пособия предполагается рассмотреть переходные
процессы конкретных типов энергоблоков, работающих на российских АЭС -
ВВЭР.РБМКиБН.
Пособие предназначено, в первую очередь, для студентов 5 курса
специальности 101000.
Илл. 21, библиограф. 26 иазв.
Рецензенты: 1. Д.т.и., проф. Волков Ю.В.
2. К.т.н., Иваненко И.Ю.
Тсмнлая 1999 г., поз.48
©
Баклушин Рудольф Петрович, 1996 г.
Обнинский институт атомной энергетики, 1999 г.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Основные сокращения.......................................4
Введение................................................. 5
«
Глава 1. Переходные режимы нормальной эксплуатации и
требования к ним .........................................7
1.1.	Понятие о переходных режимах нормальной эксплуатации ... 7
1.2.	Алгоритмы переходных режимов.........................8
1.3.	Факторы, влияющие на переходные режимы...............9
Глава 2. Общее понятие о пуске энергоблока АЭС...........24
2.1.	Пуск энергоблока - сложный эксплуатационный режим...24
2.2.	Основные этапы пуска энергоблока....................23
2.3.	Пусковые схемы......................................28
Глава 3. Пуск отдельных видов оборудования...............31
3.1.	Общие положения.....................................31
3.2.	Пуск реактора.......................................32
3.3.	Пуск турбогенераторов...............................46
3.4.	Пуск насосных агрегатов.............................57
Приложение...............................................64
Литература...............................................66
ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ
АЭС - атомная электрическая станция
БН - быстрый натриевый (реактор)
ВВЭР - видо-водяной энергетический реактор
ГЦН - главный циркуляционный насос
МКУ - минимально контролируемый уровень (мощности)
ПГ - парогенератор
РБМК - реактор большой мощности канальный
РУ - реакторная установка
СУЗ - система управления и защиты (реактора)
4
ВВЕДЕНИЕ
В настоящем пособии, являющемся логическим продолжением пособия
"Стационарные режимы нормальной эксплуатации АЭС" [3], выпущенного в
1989г, излагается следующая часть лекционного курса "Эксплуатация атомных
электрических станций", которая посвящена особенностям переходных процессов
нормальной эксплуатации.
Режимы нормальной эксплуатации (НЭ) являются основой эксплуатации
любой станции. Поддержание энергоблоков АЭС нв стационарном уровне
мощности, их пуск и останов, состояние прн остановленном оборудовании - все
эти режимы имеют свои особенности, должны удовлетворять определенным
требованиям и ограничениям. Для учета этих особенностей и ограничений
режимы нормальной эксплуатации тщательно прорабатываются еще на стадии
проектирования, а затем экспериментально проверяются и исследуются прн
проведении пусконаладочных работ на вновь построенных блоках. Особенно
внимательно и детально эта проверка производится на головных блоках.
Цель всех этих мероприятий - обеспечение длительной, надежной и
безотказной работы оборудования и систем, а также энергоблока в целом; то есть
выработка для нормальной эксплуатации таких режимов, при которых в
оборудовании не возникает механических или термических напряжений,
превышающих допустимые; деформации, расширения или удлинения не приводят
к механическим повреждениям; исключается возникновение непредусмотренной
надкритичности в активной зоне реактора; отсутствует опасность коррозионного
или эрозионного повреждения элементов оборудования и т.д. Все эти вопросы в
большей или меньшей мере будут обсуждаться в предлагаемом пособии.
Автор сознательно избегал сложного математического аппарата, напротив, он
стремился обратить большее внимание на физико-технические основы,
определяющие эти процессы, на их характерные особенности, на реальные
алгоритмы их реализации, обеспечивающие безопасную, надежную и длительную
эксплуатацию станций.
Настоящая 1-ая часть пособия посвященв общим вопросам переходных
режимов нормальной эксплуатации, в частности, переходным режимам отдельных
видов типичного для АЭС оборудования. В последующи < частях предполагается
рассмотреть конкретные алгоритмы пуска, останова и других переходных
режимов энергоблоков с реакторами ВВЭР, РБМК и БН, т.е. именно-с теми
типами реакторов, которые эксплуатируются на российских АЭС.
Пособие призвано закрыть пробел, имеющийся в литературе. К сожалению,
вышедшая в 1994 г. книга В.А.Иванова "Эксплуатация АЭС" содержит много
неточностей, в том числе и в разделах, посвященных переходным режимам, и
поэтому не может быть рекомендована без соответствующего критического
подхода.
Целесообразно обратить внимание на два момента. Во-первых, энергоблоки
АЭС представляют собой сложные человеко-машинные системы. Обеспечение
5
безопасной. безаварийной эксплуатации в таких системах достигается сочетанием
технических и организационных мер. Опыт эксплуатации АЭС, превышающий к
настоящему времени 8500 реакторо-лет, и особенно опыт аварий, в том числе и
Чернобыльской, подтверждает, что одними техническими мероприятиями
безопасность АЭС обеспечена был» не может. Очень многое зависит от т.н. "чело-
веческого фактора", т.е. от квалификации оперативного персонала, от
правильности оценки им ситуации и четкости действий, от точности и ясности
инструкций, от отработанности режимов, от сознательного соблюдения
персоналом требований и ограничений, которые установлены в нормативно-
технической документации и конкретных производственных инструкциях.
С точки зрения нормальной эксплуатации особенно важно последнее, так как
незначительное, на первый взгляд, отклонение от предусмотренного режима
может повлечь за собой повреждение оборудования или аварию.
Во-вторых, следует остановиться на связи курса "Эксплуатация АЭС" н. в
частности, вопросов, рассматриваемых в настоящем пособии, с другими
дисциплинами, изучавшимися студентами. Энергоблок АЭС представляет собой
сложный комплекс систем и оборудования, которые в большей или меньшей
степени влияют на возможности блока как единого целого. Режим блока поэтому
определяется не состоянием одного какого-то, даже самого сложного и важного
элемента, а совокупностью возможностей всего основного оборудования (реактор,
парогенераторы, турбогенераторы), основных контуров и многих
вспомогательных систем. Особенно это относится к пусковому режиму Более
того, дополнительные ограничения могут накладываться на режим состоянием
электрической схемы или системы автоматики.
В соответствии со сказанным, изучение курса "Эксплуатация АЭС" и, в
частности, переходных режимов нормальной эксплуатации основывается на
знании студентами вопросов физики и кинетики ядерных реакторов, конструкции
и режимов работы реакторов, паре- и турбогенераторов, насосов, принципов
построения и особенностей электрических и вспомогательных технологических
систем, принципов регулирования и конкретных систем защит, автоматики и
блокировок и т.д.
6
ГЛАВА 1
ПЕРЕХОДНЫЕ РЕЖИМЫ НОРМАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
И ТРЕБОВАНИЯ К НИМ
1.1.	ПОНЯТИЕ О ПЕРЕХОДНЫХ РЕЖИМАХ НОРМАЛЬНОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ
Под нормальной эксплуатацией (НЭ) понимают все те состояния, все те
режимы работы атомных электростанций, которые предусмотрены принятой в
проекте АЭС технологией производства энергии. К режимам НЭ относятся рабств
блока на различных уровнях мощности, процессы пуска н планового останова,
перегрузка ядерного топлива, плановые ремонты и техническое обслуживание.
Основные требования к режимам НЭ - соблюдение в любой момент времени
заранее определенных эксплуатационных пределов и условий, то есть
установленных в нормативной, проектной или эксплуатационной документации
требований по количеству и состоянию работоспособности систем и
оборудования и по значениям параметров, характеризующих состояние
энергоблока, н скоростям их изменения. Критерии выбора режимов НЭ,
эксплуатационных пределов и условий определяются, в первую очередь,
требованиями обеспечения безопасности АЭС н длительного сохранения
работоспособности ее оборудования [I].
Противоположностью НЭ являются различной тяжести нарушения
нормальной эксплуатации, в том числе аварии. Эти нарушения могут быть
связаны с внезапными отказами оборудования, какими-то внешними
воздействиями на АЭС или другими причинами. Соответственно они могут
потребовать работы технологических зашит и/или блокировок, вызывающих
отключение части основного оборудования, экстренного понижения мощности
или даже остановки блока, а в более серьезных случаях - включения систем
безопасности.
Все режимы НЭ могут быть разделены на стационарные и переходные
(нестационарные). Первые характеризуются мощностью, составим включенного в
работу основного оборудования н достигнутыми значениями техиол огическнх
параметров. Вторые - дополнительно к названному еще направлением и
скоростью изменения этих характеристик состояния.
К переходным режимам НЭ относятся
-	пуск блока;
-	останов блока с нормальными скоростями;
-	перевод блока с одного уровня мощности на другой;
-	плановый останов петли или отдельных единиц оборудования при работе
блока;
-	ввод в работу резервного или прошедшего ремонт оборудования (петли)
при работе блока.
7
В настоящем пособии будут рассмотрены все эти режимы.
Помимо переходных режимов НЭ существуют переходные режимы,
связанные с упоминавшимися действиями автоматических защит и блокировок
или дублирующими последние действиями оперативного персонала. От режимов
НЭ они отличаются, в первую очередь, большими скоростями изменения
технологических параметров, зато допускаемое число таких процессов резко
ограничено Рассмотрение этих режимов выходит за рамки настоящей работы.
1Д. АЛГОРИТМЫ ПЕРЕХОДНЫХ РЕЖИМОВ
Переходные процессы нормальной эксплуатации осуществляются
оперативным персоналом по заранее определенному алгоритму Это означает, что
персонал проводит в заранее определенной последовательности ряд
технологически и логически взаимосвязанных операций, включая и необходимые
подготовительные мероприятия или проверки, которые а сумме должны
обеспечить переход энергоблока в новый требуемый режим.
Как уже говорилось, алгоритмы переходных режимов НЭ (так же, впрочем,
как и режимов, связанных с нарушениями НЭ) тщательно прорабатываются на
стадии проектирования и проверяются при вводе блока в эксплуатацию При
разработке алгоритма как для блока в целом, так и для отдельных систем или
оборудования учитываются
-	требования, связанные с обеспечением безопасности АЭС;
технологические ограничения, обеспечивающие надежность и
безотказность работы оборудования, систем, сооружений АЭС и определяемые
конкретными особенностями конструкций оборудования, технологических схем,
используемыми конструкционными материалами и т.д.;
-	возможности оперативного персонала по выполнению необходимых
операций, исходя из реальной численности смены;
-	экономические аспекты (затраты топлива н энергии).
.Чтобы облегчить работу персонала и уменьшить возможность ошибок,
обычно, если только это позволяет процесс, переходной режим стараются разбить
на какие-то шаги, этапы, по окончании которых можно приостановиться, оценить
обстановку, например, правильность изменения параметров, предпринять при
необходимости корректирующие действия.
Тем не менее, переходные режимы характеризуются значительно большей
нагрузкой на оперативный персонал, чем стационарные. Это связано, с одной
стороны, с необходимостью переработки большого объема информации о
непрерывно изменяющемся состоянии энергоблока, оценки соответствия его
состояния ожидаемому и при необходимости выработки решений о действиях для
корректировки режима в правильном направлении. Напомним, что число
измеряемых параметров на блоке с реактором ВВЭР-1000 достигает 4000,
РБМК-1000 - 20000.
8
С другой стороны, для проведения переходных режимов персоналу
приходится выполнять большое количество операций по управлению. К
последним относятся переключения в технологических и электрических схемах
(открытие или закрытие задвижек, включение или отключение насосов,
вентиляторов и других механизмов и т.д.), "ручная" регулировка расходов,
уровней и других технологических параметров, изменение уставок зашит и
автоматических регуляторов, ввод или вывод их из работы, опробование
предохранительных устройств и т.д При этом по приборам, указателям и/или
сигнализаторам необходимо убедиться в правильности и полноте выполнения
операции (например, в том, что задвижка открылась до конца, а не "застряла" в
промежуточном положении), по приборам проконтролировать правильность из-
менения параметров и допустимость скоростей их изменения, своевременно
проанализировать и вмешаться, если ситуация в результате выполненного
управляющего воздействия изменяется нештатным образом.
Психологическая нагрузка на персонал при переходных режимах блока
повышается еще тем обстоятельством, что в этот период чаще проявляются
отказы оборудования, арматуры, механизмов.
Из сказанного ясно, почему проведение переходных режимов требует , от
оперативного персонала предельной собранности, хорошего взаимопонимания и
взаимодействия, четкости отдачи и выполнения команд, правильности оценки
ситуации и быстроты действий.
1.3.	ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ПЕРЕХОДНЫЕ РЕЖИМЫ
Любое изменение режима работы энергоблока связано с повышением или
понижением мощности, температуры и/или других технологических параметров.
Эти изменения, в свою очередь, влияют на нейтронно-физические процессы в
активной зоне реактора (в частности, на соотношение числа ядер продуктов
распада осколков деления), напряженное состояние твэлов, оборудования и
трубопроводов и т.п. Вызываемые изменения тем больше, чем значительнее
отклонение режима блока от первоначального, и должны учитываться при
разработке алгоритмов переходных режимов. Как уже было сказано,, эти
алгоритмы выбираются так, чтобы не нарушалась безопасность эксплуатации бло-
ка и не превышались технологические ограничения, установленные для каждой
единицы оборудования и трубопроводов.
Остановимся кратко (подробно это рассматривается в других курсах) на двух
факторах, определяющих допустимые пределы и скорости изменения режима
энергоблока:
-	термических напряжениях и других явлениях, связанных с изменениями
температуры, и
-	процессах, связанных с изменением числа ядер ксенона.
13.1. Нестационарные тепловые процессы и напряжения
Все переходные режимы приводят к изменению температурного состояния
элементов блока - оборудования, трубопроводов, арматуры и др. За этим
изменением следует возникновение перепадов температур, линейные удлинения
элементов, изгибы, а они. в свою очередь, ведут к возникновению напряжений,
вибраций, заеданию или затиранию движущихся частей и т.д.
Соответственно алгоритмы переходных процессов должны быть построены
так, чтобы нежелательные эффекты по своей величине не превосходили неких
допустимых значений, обоснованных в проекте и обеспечивающих
работоспособность оборудования в течение предусмотренного для него срока
службы.
Остановимся кратко на основных явлениях, связанных с изменениями
температур при переходных процессах.
Т<М1К8атУРИмс напряжении в толстостенных элементах реакторов,
парогенераторов, паровых турбин, а также в трубо- н паропроводах являются
важным фактором, определяющим скорость операций на блоке на этапах,
связанных с разогревом или охлаждением н/или с изменением мощности
Температурные (термические) напряжения возникают в стенках при наличии
градиента температуры по толщине. В этом случае разные слои металла стенки
будут нагреты неодинаково, но, будучи упруго связанными между собой
молекулярными силами, они не могут свободно удлиняться в соответствии со
своей температурой. Более нагретые ("горячие") слои окажутся сжатыми, так как
основная масса металла мешает им удлиняться, а менее нагретые ("холодные”)
слои по той же причине окажутся растянутыми (рис.1.1).
При работе энергоблока АЭС в
стационарном режиме температурные
напряжения существуют в стенках труб
теплообменного оборудования. Через
стенки необогреваемых элементов
(корпуса реактора, парогенераторов,
турбин и другого технологического
оборудования, а также трубопроводов)
передаются лишь тепловые потери. При
этом основной перепад температуры
приходится на теплоизоляцию, и соот-
ветственно температурные напряже-
ния в стенках необогреваемых эле-
ментов практически отсутствуют
Однако они возникают при смена*
теплового состояния, т.е. при различны*
переходных процессах. Естественно, зт<?
относится как к режимам нормальной
Рис.1.1. Распределение температур и
термических напряжений по толщине
плоской стенки при одностороннем под-
воде тепла. (Значения t2 и <7(] соответ-
ствуют большему тепловому потоку q)
10
эксплуатации, так и к ситуациям, связанным с отказами оборудования,
срабатыванием защит или другими причинами, вызывающими резкие изменения
температуры, как и других технологических параметров.
В значительной мере именно из-за возможности возникновения больших
температурных напряжений переходные режимы являются сложными и
ответственными.
Рассмотрим для определенности ситуацию разогрева блока (при пуске). Все
выводы сохранят свою силу и для случая расхолаживания, только знак
напряжений изменится на обратный. При прогреве стенки греющим
теплоносителем, например, паром, имеющим температуру tn , температура tj ее
внутренней поверхности (рис. 1.2а) быстро растет. Наружная поверхность (ее
Рис. 1.2. Зависимости изменения температур (а) и
разности температур (6) внутренней и внешней
поверхностей стенки от времени
температура ti) прогревается
медленнее. Таким образом,
подвод тепла при прогреве
обуславливает возникновение
разности температур по
толщине стенки элементов н
соответственно термических
напряжений в металле. При
этом разность температур
меняется во времени
(рис. 1.26): сначала растет, дос-
тигает максимума, а затем
уменьшается. Аналогично
ведут. себя и напряжения
(рис. 1.3). Величина их зависит
от толщины и формы деталей,
тепло- н температуропровод-
ности металла, температуры
греющей среды и коэффи-
циента теплоотдачи от него к
стенке, а также от скорости
прогрева.
Изменение температуры по
толщине стенки деталей прос-
той геометрической формы
может быть определено расчетом с использованием методов нестационарной
теплопроводности. Для тел сложной формы, например, узлов турбин, узлов
примыкания патрубков корпусов реакторов, эта задача точнее решается
И
экспериментально, путем моделирования. Так при скоростях прогрева, имеющих
Рис. 1.3. Зависимость температурных напряжений внутренней
поверхности стенкн от времени
место при пуске турбин АЭС, распределение температур по толщине стенки
удовлетворительно описывается уравнением параболы:	;
'(*) = 'ияр + (Скужр - 'кор ХЛ /
где 6 - толщина стенкн,
х - расстояние до данного сечення от наружной поверхности,
'ияр. и '«и>™р - температуры на наружной н внутренней поверхностях стенки,
разность тутр ~ нар.) =	- максимальный перепад температур по
толщине стенки.
Этот перепад в зависимости от скорости изменения температуры |
обогреваемой стенки At/dt может быть определен по известной формуле
А	di
Л1 = С  — — ,
2а dr
toe а - коэффициент температуропроводности;
С - коэффициент пропорциональности, определяемый опытным путем.
Максимальному перепаду температур соответствуют и наибольшие
термические напряжения по обе стороны стенки:
_ а-Е
а-С.~------------------------------------Д/,
1-//
где а - коэффициент линейного расширения;
Е - модуль упругости (Юнга);
р - коэффициент Пуассона, связывающий деформации по взаи-
моперпендикулярным осям;
С|- экспериментальный коэффициент.
Таким образом, при прогреве изнутри корпусов оборудования на внутренней
поверхности их стенок возникают максимальные термические напряжения
12
сжатия, вдвое превышающие максимальные напряжения растяжения на наружной
поверхности (рис. 1.1). Соответствующими расчетами для турбин, например,
определено, что для сталей перлитного класса, используемых в турбостроении,
каждый градус разности температур в стенке корпуса соответствует термическому
напряжению около 2 МПа, для нержавеющих сталей типа XI8H9 - 5 МПа.
Поэтому большие разности температур могут обусловить термические напряже-
ния, превышающие предел текучести металла.
Следует обратить внимание, что максимальный перепад н, следовательно,
максимальные напряжения пропорциональны квадрату толщины стенки. Это
означает, что наиболее напряженными узлами, определяющими допустимые
скорости изменения температур прн переходных режимах работы блока, будут
толстостенные элементы: корпуса реакторов, парогенераторов, задвижек, трубные
доски, патрубки, фланцы и т.п.
Большие температурные напряжения возникают также в местах сопряжения
деталей разной толщины. Примером может служить переход от стенок корпуса к
фланцевым разъемам для реактора или турбины, или от трубопровода к корпусу
арматуры или оборудования. Напряжения при этом появляются в том случае,
когда сопрягаемые участки прогреваются по-разному; в приведенном примере
корпус обычно прогревается быстрее фланцев, трубопровод - быстрее арматуры.
Термические напряжения могут быть снижены конструктивными мерами,
правильным подбором материалов, но при эксплуатации основным средством
воздействия на напряженное состояние является скорость разогрева или
охлаждения. Повышение температуры металла всех узлов и элементов
оборудования и трубопроводов, вызываемое прогревом, должно осуществляться
достаточно равномерно, плавно н с безопасной для оборудования скоростью. На
рис. 1.4 приведены кривые разности температур стенки прн мгновенном 1 и
линейном 2 изменениях температуры греющего теплоносителя от начальной to до
конечной tn- Если поднимать температуру греющего теплоносителя медленно,
например, по линейному закону, наибольшая разность температур по толщине
стенки Atj будет достигнута позднее, чем при мгновенном изменении ее, а
главное, разность будет значительно меньше максимальной величины At|. В
результате пропорционально уменьшатся и температурные напряжения.
Таким образом, чтобы исключить большие термические напряжения в
массивных деталях н деталях неправильной геометрической формы,
определяющих общую допустимую скорость изменения температуры, эти
элементы необходимо прогревать или охлаждать достаточно медленно, строго
соблюдая прн этом надлежащее соответствие температуры • греющего
теплоносителя температуре металла. Сокращению температурной разности по
толщине способствует также высокое качество тепловой изоляции.
- Конкретный пример: в реакторах РБМК допустимая скорость, изменения
температуры при разогреве или охлаждении контура МПЦ составляет 10°С/час.
Узлами, определяющими допустимую скорость изменения температуры, являются
13
Рис. 1.4. Изменения разности температур стенки « и Ata
при мгновенном (1) и линейном (2) изменениях температуры греющего пара
места приварки вертикальных ребер к горизонтальным плитам в верхней и
нижней конструкциях реактора (т.н. "схемах" Е и ОР).
Специальные меры в проектах АЭС предусматриваются, чтобы не допустить
быстрого охлаждения оборудования при экстренной остановке блока аварийной
защитой. Например, в быстрых реакторах, где особенно велики температурные
перепады (до 200°С), при срабатывании быстрой аварийной защиты
предусматривается автоматическое немедленное и значительное (в 3-4 раза)
снижение расходов теплоносителя в I и 2 контурах для замедления процессов
снижения температур.
Естественно, что при определении допустимых скоростей прогрева или
охлаждения оборудования при переходных режимах необходимо учитывать и
предварительно напряженное состояние металла от внутреннего давления,
весовых нагрузок, холодной затяжки шпилек фланцевых соединений и т.п.
Известно, что при длительном воздействии на металл знакопеременной
нагрузки в нем постепенно накапливаются структурные изменения и развиваются
локальные дефекты в виде пор, переходящих в трещины. В результате прочность
падает и после определенного цикла изменений металл разрушается при
напряжениях, меньших предела прочности. При больших амплитудах
напряжений, сопровождающихся их многократными релаксациями, что
характерно. например, для повторяющихся циклов "пуск - остановка -
расхолаживание - пуск", разрушающее число циклов сравнительно невелико
(тысячи или даже сотни). Это так называемая малопикловая усталость. При малых
амплитудах напряжений, когда вызываемые ими деформации остаются упругими,
14
также происходит накопление структурных изменений в материале деталей, но
разрушающее число циклов при этом достигает сотен тысяч и даже миллионов.
Говоря другими словами, однократные нагрузки при хороших пластических
свойствах стали и отсутствии концентрации напряжений не могут привести к
разрушению. Однако в области, где при повышенной температуре образовалась
пластическая деформация, последующее понижение температуры вызовет
напряжения противоположного знака. Повторение температурных циклов,
амплитуда которых превышает критическую, приводит к термической или
циклической усталости металла.
Явление усталости имеет сложную зависимость от температуры, числа
циклов, масштабного фактора, концентрации напряжений, времени, характера
нагружения, сварочных напряжений, влияния среды (теплоносителя),
радиационных повреждений и т.д. Поскольку все эти факторы детально
неизвестны, то конструкции берутся с запасом. Кроме того, для АЭС
ограничивается допустимое число циклов напряжений, т.е. число, например,
срабатываний аварийной защиты (200 -1000 за время жизни), число пусков и
остановов. Принимаются меры к ограничению размаха колебаний температуры,
скоростей их изменения на несущих конструкциях и т.д. Примеры приводились
выше.
.Другой вид термически» напряжений возникает при разогреве
горизонтальных корпусов (барабанов-сепараторов РБМК, парогенераторов ВВЭР
и т.п.). Он связан с возникновением разности температур между верхом и низом
барабанов. Такая разность появляется из-за разной интенсивности теплообмена
между стенкой и греющей средой (водой и паром) при, например, пуске блока.
Прогрев верхней части барабана идет быстрее, чем ннжней, т.к. протекает при
пленочной конденсации пара с высоким коэффициентом теплоотдачи; прогрев
нижней части барабана происходит в результате существенно менее эффективного
теплообмена находящейся в барабане воды со стенкой и зависит от интенсивности
движения воды. Разность температур вызывает напряжения сжатия в более
нагретой верхней части барабана и растяжения в нижней. При значительной
разности температур между верхней н нижней образующими барабана возможен
его прогиб (рис. 1.5). Поэтому указанная разность обычно ограничивается.
Например, для барабанов-сепараторов реакторов РБМК допустимая разность
составляет 40°С. Прн эксплуатации АЭС снижение разности температур так же,
как и в предыдущем случае, достигается за счет меньших скоростей разогрева ид и
охлаждения.
В обычной теплотехнике допустимость термонапряженного 'состояния
горизонтальных барабанов, обусловленного разностями температур по толщине
стенки (назовем её Ater) и между верхней и нижней образующими (Д1оц>)> обычно
определяется по т.н. треугольнику температур (рис. 1.6). Как видно из графика,
при увеличении разности температур одного вида необходимо принимать меры к
снижению разности другого вида. Область допустимых значений At лежит ниже
прямой.
15
Рис. 1.5. Изгиб барабана при положительной разности
температур между его верхней и нижней частями
Рис. 1.6. Допустимые разности температур стенок барабанов
из стали 16 ГНМ
Напряжения от тепловых расширений трубопроводе». приходящие на
корпуса оборудования, велики и обязательно учитываются в проекте. Для
снижения их используют самокомпенсацию трубопроводов, подвижные опоры
оборудования и другие меры. При эксплуатации опасность представляют случаи
защемления ("замертвления") трубопроводов в нерасчетных точках, при которых
приходящие усилия н соответственно напряжения резко возрастают. Поэтому на
NcnpoBHije состояние опор и подвесок оборудования и трубопроводов обращается
большое внимание; перед пуском блока все они, как правило, тщательно
проверяются, прн необходимости - ремонтируются.
HtmmroWBHW тстатк ЧУНКПН »______________ПВЁДШ имеют особенности,
связанные с наличием вращающихся частей. В турбинах дои разогреве или
охлаждении также имеют место термические напряжения в стенках цилиндров,
.фланцах и других элементах; могут возникать прогибы цилиндров или ротора
16
турбины прн неравномерном остывании остановленного агрегата. Но помимо них
в турбине существует опасность задевания вращающихся элементов о
неподвижные в проточной части н уплотнениях, а также вибрации.
Задевание может явиться следствием как упомянутых прогибов, так и
разницы в .линейных расширениях корпуса и ротора. Эта разница связана с
различием их масс и интенсивности теплоотдачи от пара к вращающимся и
неподвижным частям. Возникающее из-за разных удлинений смещение ротора
относительно корпуса приводит к сокращению осевых зазоров в проточной части
турбины, что и может вызвать задевание. Вибрация же обычно вызывается
неравномерным и недостаточным прогревом элементов.
Поэтому при пуске турбины ее состояние тщательно контролируется по
приборам, фиксирующим относительное удлинение н осевой сдвиг ротора,
вибрацию, разности температур между верхом и низом цилиндров, по ширине
фланцев и в других точках н т.д. Мера воздействия на процесс, как и выше, -
снижение средней скорости разогрева.
1.3.2. Ксеноновое отравление, ксеноновые колебания
Из процессов, происходящих в переходных режимах НЭ в активной зоне
реактора на тепловых нейтронах, наибольшее значение имеют стационарное и
нестационарное ксеноновые отравления. Эти вопросы рассматривались при
изучении физики ядерных реакторов и поэтому ниже излагаются очень кратко. -
Итак, изотоп ксенона ”5Хе, имеющий громадное сеченне захвата тепловых
нейтронов (2,65-1 (Г барн при средней энергии тепловых нейтронов 0,025 эВ, что
примерно в 4000 раз больше, чем сеченне захвата И5И), образуется в активной
зоне реактора как продукт распада иода П,1 (удельный выход - 6%) и
непосредственно как осколок деления (выход - 0,3%). Период полураспада ,55Хе
составляет 9,2 часа, а '”1 - 6,7 часа.
Стационарное утоавленнс связано с накоплением ядер ,55Хе в активной
зоне после вывода реактора на мощность. Стационарная концентрация Хе
определяется равновесием между скоростью прибыли Хе нз распадающегося I и
непосредственно как осколка деления и скоростью убыли его вследствие
поглощения нейтронов и радиоактивного распада. Отравление зависит (рис.1.7) от
сечения поглощения нейтронов (их энергии), обогащения топлива и плотности
потока нейтронов (мощности ЯР).
Временем установления равновесной концентрации I и Хе при практических
расчетах можно считать время, когда их концентрация достигает значения,
отличающегося от равновесного на 10-15%. Эго соответствует времени, равному
примерно 4-5 периодам полураспада рассматриваемого нуклида, что в данном
случае составляет - 40 ч работы на стационарной мощности (рис. 1.8).
Расчетная величина стационарного отравления при обычной для
энергетических реакторов средней плотности потока нейтронов 101Э нейтр/(см,-с)
составляет около 3%. Реальная величина, учитывающая неравномерность потока и
соответственно накопления |,5Хе по объему активной зоны, выше в 1,2-1,5 раза.
17
Рис I 7 Зависимость стационарного
отравления реактора ксеноном от
плотности потока нейтронов:
I	- обогащение 100*/» (чистый ,ИЦ);
2	- обогащение 10% (ПОД
3	- обогащение 2% (МОД
4	- обогащение 0.7% (природный U)
Рис. 1.8. График относительной потери реактивности вследствие отравления
реактора ксеноном после включения реактора в работу на постоянной мощности
При работе на мощности наряду с радиоактивным распадом Хе с периодом
9,2 часа он уничтожается нейтронами (выгорает) со скоростью, определяемой
величиной нейтронного потока. Суммарная убыль его происходит с
эффективным периодом полураспада Т, который может быть в несколько раз
меньше 9,2 час.
18
Нестационарное <црав,киис связано с нарушением динамического
равновесия между прибылью и убылью Хе при изменении мощности ЯР. После
остановки или снижения мощности происходит временное увеличение
концентрации Хе вследствие распада I и соответствующее уменьшение рм,
которое называют иодной (иногда ксеноновой) ямой. После увеличения мощности
наблюдается временное уменьшение концентрации Хе и соответствующее
увеличение рщ,.
На рис. 1.9 графически представлены процессы, обусловливающие
Рис 1.9. Процесс нестационарного отравления ксеноном после останом реактора
нестационарное отравление Хе после остановки ЯР. С этого момента
прекращаются рождение I и выгорание Хе. Накопившиеся к моменту остановки I
и Хе продолжают распадаться с Т|=6,7 и ТХе= 9,2 ч соответственно. Но Так как
распад I фактически представляет собой рождение Хе, причем этот процесс
происходит быстрее, чем распад Хе, то концентрация Хе сначала'временно
увеличивается, а затем начинает убывать: сначала медленно, так как
распадающийся I хотя бы частично компенсирует распад Хе, а потом быстрее и в
конце концов с ТХе=9,2 ч. Пропорционально изменению концентрации Хе, но с
обратным знаком изменяется Pws образуя иодную яму. Аналитические выражения
[5] позволяют рассчитать глубину ямы, время прохождения максимума
отравления, а также длительность периода, в течение которого реактор из-за
19
недостатка реактивности не может быть выведен на мощность, т.н. время
вынужденной остановки - тп.
Аналогичные процессы проходят и при снижении мощности блока;
обратные, т.н. ксеноновый выбег реактивности, - при повышении. Эти процессы
иллюстрируются на рнс. 1.10.
Рис. 1.10. Изменение отравления топлива реактора ВВЭР-440 в переходных режимах
С точки зрения эксплуатации АЭС и, в частности, переходных режимов,
важно иметь в виду следующее.
Наличие большой иодной ямы в ВВЭР и РБМК ставит очень серьезную
проблему при решении вопросов обеспечения маневренности АЭС, в случае
привлечения их к суточному регулированию графика нагрузки в энергосистемах.
Чтобы маневрировать мощностью, необходимо иметь оперативный запас
реактивности больший, чем "глубина" иодной ямы. Только в этом случае можно
менять мощность, не опасаясь попасть в яму. Для АЭС, работающих в
изолированных системах, и для судовых ЯЭУ, являющихся единственным
источником энергии, это условие обязательно.
При пуске реактора в период прохождения иодной ямы за счет интенсивного
выгорания ксенона отравление быстро падает и вместе с этим с большой
скоростью высвобождается положительная реактивность. Скорость
высвобождения тем больше, чем выше уровень мощности, на которую выведен
ректор (рис.1.11). Для обеспечения ядерной безопасности установки это явление
20
Рис.1 II. Уменьшение отравления после пуска
реактора, находящегося в максимуме "иодной
ямы", в зависимости от уровня мощности, на
которую выводится реактор
должно обязательно учитываться при выборе скорости перемещения органов
управления реактивностью.
Ксец^прьыу колебании (волны), возникающие в активных зонах больших
реакторов, являются следствием неустойчивости таких реакторов из-за
положительной обратной связи по ксеноновой составляющей реактивности.
Случайное, например, увеличение потока снижает концентрацию ксенона,
поскольку изменение выгорания сразу следует за изменением потока, тогда как
накопление |35Хе запаздывает из-за промежуточного продукта деления |351.
Снижение концентрации 135Хе приводит к освобождению части связанной им
реактивности, и реактор сам по себе становится надкритичным; за этим следует
прогрессирующее возрастание потока и положительной реактивности. Если
появившуюся положительную реактивность подавить с помощью системы управ-
ления, скажется избыточное накопление 1351 при повышенном потоке,
сопровождающееся образованием лишнего 135Хе. Увеличение скорости рождения
Хе вызовет отрицательную реактивность, н начнется прогрессирующее
понижение н потока, н реактивности. Такой реактор все время готов к срыву с
увеличением или снижением потока. Сдерживающее влияние оказывает только
отрицательный температурный эффект реактивности, возникающий при
изменении мощности.
В переходных режимах это явление проявляется более заметно, т.к.
инициирующим фактором может стать перемещение стержней управления
реактора, необходимое для осуществления режима.
Итак, в больших реакторах, где возможно образование локальной
(ограниченной частью объема зоны) критической массы, случайное увеличение
21
потока нейтронов а ограниченном объеме, вызванное изменением мощности,
перемещением стержней или другими причинами, может привести сначала к
более быстрому выгоранию Хе в этой области, т.е. росту выделения энергии в
ней, а потом к его накоплению вследствие увеличения концентрации I, те.
снижению энерговыделения в рассматриваемой области. Если такой реактор
имеет систему управления, обеспечивающую поддержание обшей мощности
эоны, то описанный процесс приведет к перераспределению мощности между ее
частями. Рост мощности в одной части зоны приведет к снижению ее в других
частях, уменьшению выгорания Хе, росту отравления и дальнейшему снижению
мощности этих частей. Одновременно замедлится образование I в этих частях, что
через какое-то время приведет к снижению образования Хе, снижению отравления
и росту их мощности. Таким образом, прн неизменной обшей мощности реактора
будет происходить перераспределение мощности между ее отдельными областями
- ксеноновые колебания. Период их может изменяться в пределах 6-10 часов, а
вероятность тем выше, чем равномернее энерговыделение Рис. 1.12 иллюстрирует
этот процесс на примере реактора ВВЭР-1000 (23].
Рис.1.12. Изменение осевого распределения
плотности потока нейтронов, отнесенной к
средней по высоте в реапоре ВВЭР-1000 в
режиме 100%-50%-|00% мощности (длитель-
ность работы на мощности 50% номинальной
5,3 ч; эффективность группы-АР равна 0,01;
Хаг - относительное положения АР по высоте
активной зоны)
22
Опасность связана с возможностью неконтролируемого превышения
допустимых величин энерговыделения и соответственно температур оболочек
твэлов и/или топлива в тех областях зоны, где мощность повышена, хотя общая
мощность реактора остается в проектных пределах.
Для устранения этих опасностей и уменьшения или исключения ксеноновых
колебаний принимаются следующие меры. Во-первых, реакторы оснащаются
системами измерения энерговыделения а различных точках активной зоны,
локального регулирования мощности (РБМК), укороченными стержнями СУЗ
(ВВЭР-1000, РБМК). Во-вторых, вывод блоков на энергетический уровень
мощности осуществляется ступенями, т.е. так, чтобы исключить единовременные
большие возмущения по реактивности, чтобы дать время на стабилизацию
ксенонового отравления после каждого шага подъема. Скорость подъема
мощности, величины ступеней, времена выдержек на них существенно зависят от
типа реактора. Более подробно эти вопросы будут рассмотрены ниже.
23
ГЛABA 2
ОБЩЕЕ ПОНЯТИЕ О ПУСКЕ ЭНЕРГОБЛОКА АЭС
Рассмотрение переходных режимов начинается с пуска энергоблока (после
перегрузки, ремонта или случайной остановки), так как именно пуск является
наиболее сложным из переходных режимов нормальной эксплуатации.
В связи с тем, что под термином "пуск энергоблока” иногда подразумевают
ввод энергоблока в эксплуатацию после окончания его строительства и монтажа,
подчеркнем, что в данной работе под этим термином понимается обычный,
рядовой вывод блока на энергетический уровень мощности после плановой или
внеплановой остановки.
2.1. ПУСК ЭНЕРГОБЛОКА - СЛОЖНЫЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ
РЕЖИМ
Если сформулировать в самом общем виде, пуск энергоблока заключается в
выполнении в определенном порядке операций, обеспечивающих
последовательный и взаимосвязанный ввод в действие основного н
вспомогательного оборудования, систем н механизмов блока, постепенное
увеличение мощности и доведение параметров до значений, соответствующих
заданному режиму. Говоря другими словами, пуск блока - это цепь логически и
технологически взаимосвязанных последовательных операций, включающих в
себя проверку, подготовку, пуск и вывод на режим (как правило, с минимальной
нагрузкой) отдельных систем, агрегатов н механизмов (включая реактор, паро- и
турбогенераторы), а затем постепенный, ступенчатый совместный вывод всего
комплекса систем н оборудования блока на заданный энергетический уровень
мощности с доведением параметров до установленных значений.
При разработке алгоритма пуска блока в целом и отдельных систем или
оборудования учитываются тс же факторы (требования безопасности,
технологические ограничения, возможности персонала, экономические
аспекты), которые указаны в предыдущем разделе.
То, что пуск энергоблока является наиболее сложным из режимов
нормальной эксплуатации, объясняется, по крайней мере, следующими
причинами.
Во-первых, существенным изменением состояния оборудования н систем
блока. На протяжении пуска величина энерговыделения в активной зоне реактора,
параметры теплоносителей н рабочего тела, нагрузка агрегатов и другие важные
показатели постепенно возрастают вплоть до своих номинальных значений,
следствием чего являются и существенные изменения физического состояния
активной зоны, механического и теплового состояния оборудования.
Во-вторых, как это уже указывалось для переходных режимов вообще, режим
пуска характеризуется очень большой нагрузкой на оперативный персонал,
24
связанной с необходимостью переработки большого объема информации о
непрерывно изменяющемся состоянии объекта и выполнения действий для
корректировки режима. Количество операций по управлению, которое приходится
выполнять персоналу прн пуске блока, доходит до 400 в час. При этом,
повторимся, необходимо каждый раз убедиться в правильности и полноте
выполнения операции, проконтролировать правильность изменения параметров и
допустимость скоростей их изменения, своевременно вмешаться, если, ситуация в
результате управляющего воздействия изменяется нештатным образом.
В-третьих, следует иметь в виду, что на АЭС эксплуатационное и ремонтное
обслуживание реакторного и вспомогательного оборудования тесно
взаимосвязано технологически. ?Это требует взаимодействия оперативного и
ремонтного персонала при пуске блока и приводит к тому, что ряд операций,
особенно испытаний, проверок, обычно относимых к ремонтным, возможно
провести и приходится выполнять только после цикле определенных пусковых
операций. Например, прн пуске блока с реактором ВВЭР после ремонта
гидравлические испытания 1-го контура проводятся после разогрева его до 90-
)20"С
Психологическая нагрузка на персонал прн пуске блока повышается тем, что
именно при включении в работу какого-либо оборудования или механизма чаще
всего проявляются отказы, даже если эти узлы до остановки работали без
замечаний и никакому ремонту или обслуживанию во время остановки не
подвергались.
Поэтому нз всех переходных режимов НЭ именно при пуске требуется
собранность, хорошее взаимодействие, правильность оценки ситуации, четкость
действий оперативного персонала.
2.2. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ПУСКА ЭНЕРГОБЛОКА
Алгоритмы пуска для энергоблоков разных типов (ВВЭР, РБМК, БН) имеют
свои особенности, связанные с отличием в схемах и конструкциях оборудования.
Соответственно различаются наборы операций, которые необходимо выполнить, и
их порядок, от личаются ограничения н требования, которые должны учитываться
и т.п. Более того, даже для энергоблоков одного типа алгоритмы пуска могут
несколько изменяться в зависимости от конкретных особенностей и характеристик
оборудования и систем, а также от исходного состояния блока перед началом
пусковых операций. В данном случае под состоянием блока понимается состояние
реакторной установки (горячее, полугорячее, холодное или перегрузочное) и
турбоустановки (горячее, полуосгывшее или холодное) [3]. Тем не менее, если
выделить общие моменты, характерные для любого энергоблока, то процесс пуска
можно разделить на шесть этапов (рис.2.1). Сформулируем основные задачи каж-
дого из них.
25
Время
10”“	Хи”“ X o-ALi 10-30	100
—I-----------------i- <--------------1-------1—
МОЩНОСТЬ, % Нам
Рис.2.1 Вмммосвя» этапов пусжа эисргобяова
26
1 этап - подготовка блока к пуску.
Подготовка заключается в завершении операций по переводу оборудования и
систем блока из состояния перегрузки или ремонта в предпусковое состояние, в
проверке исправности и работоспособности всех систем и устройств,
обеспечивающих безопасную и надежную эксплуатацию, в приведении систем
безопасности, вспомогательных технологических систем, систем контроля,
управления и автоматики, сигнализации и связи, радиационного контроля и т.д. в
рабочее или, по крайней мере, в установленное инструкциями для пуска исходное
состояние.
I этап - подготовка реакторной установки (РУ) к пуску реактора.
В результате проводимых на этом этале операций (таких как разогрев,
включение циркуляции теплоносителя, испытания и т.п.) состояние РУ по составу
включенного в работу или находящегося в режимах горячего резерва или
ожидания оборудования, по достигнутым технологическим параметрам, качеству
теплоносителя и выполненному объему проверок должно удовлетворять
требованиям, при которых разрешается вывод реактора из подкритического
состояния.
3	этап - пуск реактора.
Цель этапа - вывод реактора из подкритического состояния на установленный
регламентом эксплуатации небольшой уровень мощности (ориентировочно 1-3%
от номинальной), при котором может быть введен в работу автоматический
регулятор нейтронной мощности.
4	этап - подготовка РУ к пуску турбогенератора.
Работы этапа включают в себя разогрев РУ и/или подъем мощности реакторе
до величины, обеспечивающей по паропроизводительиости и параметрам
генерируемого пара возможность пуска турбогенераторов.
5	этап - пуск турбогенератора(ов).
На данном этапе производится подготовка турбин и электрических
генераторов, их вспомогательных систем к пуску, толчок и набор оборотов
турбины, синхронизация генератора с системой и, наконец, набор минимальной.
электрической нагрузки, определяемой инструкцией по эксплуатации
турбогенератора, при которой он может стабильно работать.
6	этап - подъем мощности блока до заданного уровня.
Цель этапа - постепенный, ступенчатый набор мощности и вывод блока на
заданный энергетический уровень. Этап может начинаться с момента
подключения к энергосистеме первого турбогенератора, а остальные, если это
допускается проектом, могут подключиться по мере набора мощности блока.
Критерии допустимости перехода от одного этапа пуска к другому
устанавливаются в проектной и эксплуатационной документации и определяются
требованиям и безопасности, надежности и удобства эксплуатации.
Работы, выполняемые на разных этапах могут частично совпадать - во
времени. Например, работы этапа 2 могут иногда совмещаться с окончанием
проверок системы защиты собственно реактора (этап 3), подготовка к пуску
27
турбогенераторов (этап 5) может начинаться заблаговременно и совмещаться во
времени с этапами 4, а возможно 3 и 2, с тем, чтобы к моменту окончания работ
этапа 4 турбогенераторы были готовы к толчку.
Однако работы этапа I по подготовке блока к пуску, как правило, должна)
заканчиваться до начала пусковых работ на основных контурах и ИЯ
оборудовании. При задержках отдельных работ или выявлении недостатков при
проверках, проводимых во время 1-го этапа, выполнение некоторых работ может
быть продолжено в параллель с работами следующих этапов по разрешению
главного инженера АЭС. Эта возможность и отражена пунктирной рамкой на
рис.2.1.
Пуск реактора и блока разрешен и возможен при неполном числе вклю-
ченного в работу основного технологического оборудования, если такие режимы
предусмотрены проектом. Например, блок ВВЭР-1000 может начинать
производить электроэнергию при работе 2-х или 3-х теплоотводящих петель
(из 4-х) и одного турбогенератора (из 2-х); блок с реактором
РБМК - при работе 2-х ГЦН в каждой половине контура МПЦ и 1-го
турбогенератора и т.д. Допустимая величина мощности при этом, естественно,
ограничивается. Причина невключения части оборудования, готовность его к
работе с описанной точки зрения не играет роли. В частности, это означает, что
такое оборудование может к моменту пуска блока продолжать находиться в
ремонте. Однако бесспорным условием для такого продления сроков ремонта
является обеспечение безопасности реактора, неиарушенне пределов и условий
НЭ, технологических пределов, установленных для оборудования, соблюдение
всех требований норм радиационной и общей безопасности и санитарных норм.
Повторим, что содержание, трудоемкость и длительность работ на каждом
этапе определяется, во-первых, типом энергоблока и его конкретными
конструктивными особенностями и, во-вторых, исходным состоянием блока перед
пуском. Кроме того, критерии окончания этапа также могут изменяться как в
зависимости от конкретных особенностей оборудования блока, так и от
различных, в том числе внешних, причин, например, при повышении
нормативных требований к безопасности. Изменение критериев, в свою очередь,
вызывает пересмотр порядка н содержания операций, выполняемых на том или
ином этапе. Это обстоятельство будет в дальнейшем проиллюстрировано прн
описании режимов пуска энергоблоков.
13. ПУСКОВЫЕ СХЕМЫ
Пусковой схемой называют совокупность установок, устройств, средств
контроля, арматуры н трубопроводов, необходимых прн пуске и останове
энергоблока, а также при быстрых сбросах нагрузки. Таким образом, элементы
этой схемы предназначены для обеспечения надежного функционирования блока
в. различных переходных режимах, но они, как правило, не нужны н не
используются при работе блока на постоянном уровне мощности. Название -
28
пусковая схема - пришло из обычной теплоэнергетики, а привязка к слову "пуск"
объясняется, по-виднмому, тем, что именно прн пуске блока элементы,
включаемые в пусковую схему, используются в наибольшей мере.
Пусковыми устройствами или элементами оснащены многие единицы
оборудования или системы, но самое большое их количество приходится на
контур рабочего тела Примерами пусковых элементов являются
-	пусковые (высокочувствительные) каналы нейтронного контроля реактора;
-	пускорезервные трансформаторы собственных нужд;
-	воздушники первого контура,
-	устройства разгрузки от осевых усилий при пуске в ГЦН;
-	пускорезервные питательные насосы;
-	редукционные установки;
-	различного рода байпасы и т.д.
К пусковым схемам предъявляются следующие требования:
-	обеспечение безопасности АЭС в переходных режимах, в частности,
исключение выбросов радиоактивности и гарантии надежного отвода остаточного
тепла от активной зоны к конечному поглотителю в любой момент времени;
-	обеспечение пуска блока из любого теплового состояния без ущерба для
надежности оборудования;
-	снижение потерь тепа и рабочего тела;
-	сокращение длительности пуска;
-	максимальное упрощение операций при пусках и других переходных
режимах;
-	обеспечение водного режима (качества теплоносителей).
Ннже более подробно рассматриваются пусковые элементы контура рабочего
тела. Средн них следует отметить
-	паровой коллектор 0,8-1,3 МПа для подачи пара от постороннего источника
(пусковая котельная, соседний блок) к потребителям пускаемого блока (деаэратор,
пусковые эжекторы и т.д.) в тот период, когда блок еще не вырабатывает
собственного пара;
-	систему дренажей, обеспечивающих отвод влаги, образующейся за счет
конденсации пара, из паропроводов, корпусов арматуры, цилиндров турбины и
ТД при прогреве соответствующих элементов;
-	воздушники, обеспечивающие удаление воздуха из трубопроводов воды
различного назначения при их заполнении;
-	расширительный бак - сборник всех дренажей;
•	пусковые обводы главных паровых задвижек и регулирующих Клебанов;
-	пароприемные устройства конденсаторов турбин;
-	технологические конденсаторы, использующиеся для приема пара в
случаях, когда основные конденсаторы использовать для этой цели невозможно;
-	пусковые байпасы различного назначения, например, пусковой байпас
конденсаторов, линия рециркуляции у деазраторив для предпусковой деаэрации
воды и т.д.;
29
-	трубопроводы для сброса загрязненного примесями конденсата в сбросной
циркуляционный водовод или специальные баки сбора конденсата.
Одним из наиболее важных элементов пусковых схем блоков АЭС являются
пускосбросные устройства (БРУ, БРОУ). В случае АЭС они предназначены не
только для перепуска части пара помимо турбины в конденсатор в режимах пуска
и останова, но играют важную роль в обеспечении радиационной безопасности н
защиты окружающей среды.
В схемах АЭС с реакторами типа ВВЭР, например, обычно предус-
матриваются быстродействующие редукционные установки (БРУ) для сброса пара
в основной конденсатор (БРУ-К), в технологический конденсатор (БРУ-ТК), в
атмосферу (БРУ-А), а также для резервирования питания деаэратора (БРУ-Д),
питательного турбонасоса (БРУ-ПТН) и коллектора собственных нужд (БРУ-СН)
БРУ-К используется прн нормальном пуске блока, нормальном останове, а также
при аварийном останове с сохранением вакуума в конденсаторе. Каждая
турбоустановка в блоке ВВЭР-440, например, оснащена двумя БРУ-К,
рассчитанными на пропуск 30% полного расхода пара каждая. БРУ-А резервирует
БРУ-К в случае аварийного останова блока, связанного с потерей напряжения
собственных нужд или вакуума. БРУ-Д и БРУ-СН обеспечивают снабжение
потребителей пара от магистрали свежего пара прн неработающей турбине
В энергоблоках с одноконтурными реакторами РБМК основные кон-
деясаторы и БРУ-К рассчитаны на прием 100% пара с тем, чтобы прн сбросах
нагрузки исключить выброс радиоактивного пара в атмосферу. С этой же целью
БРУ-А в случае РБМК заменяется на БРУ-Б, лар после которого поступает в
барботер.
Ниже по ходу описания будут упоминаться н другие элементы пусковой
схемы.
30
ГЛАВА 3
ПУСК ОТДЕЛЬНЫХ ВИДОВ ОБОРУДОВАНИЯ
3.1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Для облегчения усвоения процесса пуска энергоблока целесообразно сначала
рассмотреть порядок и особенности пусковых операций на отдельных видах
основного оборудования (реактор, турбогенератор, насос, парогенератор) с тем,
чтобы потом на основе этого знания рассматривать пуск блока в целом. Понятно,
что пуск, например, водо-графитового реактора типа РБМК имеет отличие от
пуска реакторов типа ВВЭР или БН. имеются отличия в пуске парогенераторов с
естественной и принудительной циркуляцией, то же можно сказать и про другое
оборудование, про технологические системы и т.д. Но в основе проведения
пусковых операций на, скажем, реакторе или турбогенераторе любого типа лежат
характерные общие закономерности. Именно на них целесообразно обратить
внимание в первую очередь.
Принципиально пуск любого оборудования или системы может быть
разделен на три этапа:
-	подготовительные операции;
-	включение (пуск) н достижение работоспособного состояния при некоторой
минимальной нагрузке (производительности);
набор нагрузки (производительности) до полной или какой-либо
промежуточной, определяемой режимом энергоблока.
В ряде случаев возможно объединение этапов 2 и 3 (например, для насосов с
нерегулируемым числом оборотов). Этап подготовки, как правило, заканчивается
до начала включения, но в ряде случаев некоторые проверки можно сделать
только в процессе пуска после получения определенных значений параметров,
например, проверка предохранительных клапанов, которую правила требуют
проводить прн каждом пуске, возможна только после набора давления.
Из-за ограничения объема пособия более полно будут рассмотрены процессы
пуска двух наиболее сложных видов оборудования - ядериых реакторов и
турбогенераторов.
Особо следует подчеркнуть, что за названием той или иной единицы
основного оборудования, например, турбогенератора, скрывается не только само
это оборудование (в нашем примере, собственно паровая турбина и
электрогенератор), но и комплекс вспомогательных и обслуживающих систем,
систем технологического контроля, автоматического регулирования, защит и
блокировок и Т.Д.
При определении порядка и условий пуска каждого вида оборудования
должны учитываться
-	вопросы безопасности, в том числе, общепромышленной техники
безопасности;
31
-	технологические ограничения и условия, связанные с особенностями
конструкции конкретного оборудования или системы и с соблюдением
требований и мер, предохраняющих от возможного повреждения данного
оборудования;
-	оптимизация режима пуска оборудования, увязка его с общим алгоритмом
пуска блока.
3.1 ПУСК РЕАКТОРА
Еще раз оговоримся, что речь идет о рядовом пуске собственно реактора
после перегрузки, планового ремонта илн остановки по любой другой причине
Пуск реактора - это вывод его из подкритнческого (или, как говорят,
заглушенного) состояния, в котором он находится, когда энергоблок остановлен,
на заданный энергетический уровень мощности. В соответствии со сказанным
выше, пуск можно разделить на три этапа:
- подготовка,
- вывод реактора из подкритнческого состояния на некоторую минимальную
мощность (это основное содержание этапа 3 пуска блока),
- подъем мощности до заданного уровня (вплоть до номинальной).
В различных учебниках по физике ядерных реакторов в главах, посвященных
пуску, описывается, как правило, второй из указанных этапов Для обеспечения
безопасной и надежной эксплуатации энергоблоков важны все они.
Вывод реактора из подкритнческого состояния является одним из узловых
моментов пуска всего энергоблока. Это связано с потенциальной опасностью
ядерного реактора, с необходимостью практически полной готовности к этому
времени систем безопасности и нормальной эксплуатации реакторной установки
(РУ), с увеличением требований к работе оперативного персонала. Подготовка к
пуску реактора поэтому не сводится к приведению в готовность и проверке систем
н устройств только собственно реактора, а охватывает весь блок.
Вероятно, стоит специально подчеркнуть, что реактор нельзя воспринимать
только как активную зону с органами управления реактивностью и
соответствующей системой контроля и зашиты. Реактор есть часть первого
контура, связанная со всем остальным оборудованием контура и РУ общностью
теплогидравлического режима. Надежная работа контура как единой
гидравлической системы возможна только при вполне определенном состоянии
основных конструктивных узлов собственно реактора, при обеспечении
необходимых технологических параметров (расхода и уровня теплоносителя,
давления, температур и т.д.) и качества теплоносителя Этим обеспечивается
надежность и безопасность работы энергоблока и реактора как его составной час-
та. Именно поэтому при рассмотрении вопросов пуска реактора и энергоблока все
эта вопросы не должны выпадать из поля зрения.
Однако именно вопросы управления цепной реакцией деления в активной
зоне реактора (ввод положительной реактивности, управляемое нарастание
32
цепной реакцнн деления н достижение заданного уровня числа делений или,
иначе говоря, заданного уровня мощности) являются общими для разных типов
реакторов. Поэтому, в соответствии с указанной в разделе 3.1 целью, именно
злой - общей - стороне пуска ядерных реакторов любого типа и будет посвящен
настоящий раздел. Вопросы же, связанные с технологической частью, будут ос-
вещены в разделе о пуске блока соответствующего типа.
3.2.1.	Подготовка к пуску
К моменту начала пуска реактгцха все системы нормальной эксплуатации РУ
по составу включенного или готового к включению оборудования, по
достигнутым технологическим параметрам (температурам, давлениям, уровням
теплоносителя), по качеству теплоносителей (водно-хнмическому режиму)
должны быть приведены в то состояние, при котором нормативными документами
и технологическим регламентом эксплуатации разрешается вывЪд реактора в
критическое состояние.
К этому же моменту должны быть проверены и введены в работу защитные,
локализующие и другие системы безопасности, проверена исправная работа всех
источников электроснабжения, включая системы надежного питания,
правильность работы защит и блокировок систем и оборудования, правильность
установки предупредительных и аварийных уставок, работоспособность
контрольно-измерительных приборов, сигнализации, средств связи.
Состояние перед пуском блока в целом и каждой системы точно и подробно
описывается в технологическом регламенте эксплуатации и эксплуатационных
инструкциях. Изложение требований к состоянию оборудования и систем,
минимальных условий, без выполнения которых вывод реактора из подкритики
запрещается, занимает в регламентах до 10 и более страниц. При наличии
отступлений от установленных требований начинать пуск реактора не
разрешается.
Что же касается активной зоны реактора и системы управления и защиты его
(СУЗ), то подготовка нх к пуску сводится к проверке исправности и готовности к
работе всех электронных, электрических и механических устройств СУЗ и к
определению (оценке) положения органов управления реактивностью, при
котором будет достигнута критичность. Для реакторов ВВЭР, где используется
жидкий поглотитель, дополнительно проверяется исправность систем его ввода и
наличие установленного запаса этого поглотителя по объему и концентрации,, а
также оценивается концентрация поглотителя в контуре, при которой будет
достигнуто критическое состояние реактора.
Проверка готовности СУЗ
В этом комплексе операций обращается особое внимание на следующее.
Проверка исправности электронных блоков и цепей логики производится
в соответствии с эксплуатационными инструкциями.
33
После того, как убедятся в работоспособности и включат в работу все каналы
СУЗ, проверяется прохождение аварийных сигналов по всем цепочкам, имитируя
появление их в соответствующих электронных схемах или приборах.
Следует подчеркнуть, что технологическими регламентами эксплуатации, как
правило, к исправности СУЗ перед пуском предъявляются более жесткие
требования, чем при работе блока на мощности. Работа блока в течение времени,
необходимого на ремонт или замену, может продолжаться при отказах отдельных
каналов контроля, защиты или регулирования, но к моменту начала пуска
реактора они все должны быть исправны.
Проверка сцепления стержней СУЗ с приводами особенно важна для
реакторов типа БН и ВВЭР, у которых при перегрузках стержни расцепляются В
отечественных быстрых реакторах (БН-350 и БН-600) используются механические
ИЛИ электромеханические указатели, позволяющие точно зафиксировать
сцепление захвата привода с головкой стержня СУЗ при проведении этой
операции. Конструкция захвата исключает случайное расцепление. Поэтому в
дальнейшем проверок сцепления не производится.
В реакторах ВВЭР-440, ВВЭР-1000 сцепление проверяется по весу штанги
привода вместе со стержнем СУЗ при помощи динамометра непосредственно
после окончания операции сцепления приводов, проверка повторяется по влиянию
перемещения стержня на реактивность после вывода реактора на небольшой
уровень мощности. В последнем случае при обнаружении расцепленного стержня
(кластера) реактор глушится и расхолаживается. Сцепление после этого
производится по специальной программе.
Проверка сброса стержней по сигналам аварийной защиты производится
непосредственно перед началом вывода реактора из подкритического состояния и
заключается в поочередном подъеме каждого стержня на верхние концевики или
на заданную высоту и сбросе его путем подачи (имитации) какого-то аварийного
сигнала. Контролируется время сброса, работа указателей положения, концевиков
и т.д. На реакторах, где есть несколько ступеней защиты, например, ВВЭР-440,
такшу образом проверяется прохождение сигнала аварийной защиты каждого
типа - АЗ-1, АЗ-2, АЗ-З.
Оценка критического положения стержней СУЗ
Расчет положения органов СУЗ, при котором при их постепенном выводе
будет достигнуто критическое состояние реактора (или прн соответствующей
критическому состоянию концентрации бориой кислоты), в случае перегрузок
топлива выполняется физической лабораторией АЭС на ЭВМ с использованием
специально разработанных программ. Описание их выхода за рамки курса н,
например, для ВВЭР дано в [17].
Аналогичный расчет при, например, случайных остановках реактора в
течение кампании и необходимости быстрого вывода блока снова на мощность
(если это разрешено регламентом) производится оператором на основании знания
физических характеристик реактора и критического положения в одни из
34
предыдущих моментов времени. Обычно используется одна из двух методик: по
известному критическому положению стержней СУЗ прн предыдущем пуске или
по их положению непосредственно перед остановкой реактора. Но, вообще
говоря, соответствующая оценка может быть сделана исходя из известных данных
на любой момент кампании.
В обоих указанных выше случаях расчет критического положения стержней
СУЗ Нф производится, как уже было сказано, на основании известного положения
Н*р° в какой-то предыдущий момент:
^₽ = ^ро+А^(АР1),	(3.1)
где ДЯ(Д/х) - изменение положения компенсирующего стержня или всей
решетки компенсирующих стержней, необходимое для компенсации суммарного
изменения реактивности активной зоны реактора от моМента, когда определено
Hq,», до момента, когда определяется Нгр. Величина ДЯ определяется как
функция Д/\ по кривым интегральной эффективности либо по специальным
номограммам.
В случае использования жидкого поглотителя выражение (3.1) примет вид
С,₽ = С,„о + AC(Apj.) ,	(3.2)
где С - концентрация бора.
Наконец, если значение Д/\ мало, то для оценки Нгр может использоваться
выражение
Л/»,.
H"f = H‘fa + dpIdH •	<3J>
где dp/ dH - дифференциальная эффективность стержня или совокупности
компенсирующих стержней, определяемая по кривым дифференциальной
эффективности для положения Hq, a.
Таким образом, во всех случаях должно быть оценено суммарное изменение
реактивности Д/у.
Оценка Д/у по отношению к предыдущему пуску
Для оценки Др, нужно определить значение всех составляющих. Для
реакторов типа ВВЭР, например, они таковы:
APi ~ АД + АДдр + &Рхе + ^Psm + Арвыг.	(3.4)
Рассмотрим их.
Ад - слагаемое, учитывающее разницу средних температур активной зоны
при настоящем пуске (t) н предыдущем (to):
35
dp
^РвоГ - учет разницы концентраций С борной кислоты:
dp
ДДь,=(С-С0)-^ ,
'	dv
где С и Со означают соответственно концентрации борной кислоты в текущий
момент и при предыдущем пуске.
Ьрх, - изменение запаса реактивности, обусловленное различным
отравлением активной зоны ксеноном. Отравление Pxt лля каждого случи
рассчитывается исходя из известных значений мощности реактора перед
остановкой и длительности стоянки (обычно используются графики):
АРл» = Pxt ~ Рх» о 
- изменение запаса реактивности, связанное с отравлением самарием,
рассчитывается аналогично (оно зависит только от длительности работы на
полной мощности):
&Р$я> = Psm ~ Psm.o 
- уменьшение запаса реактивности вследствие выгорания топлива и
накопления шлаков. В простейшем случае, прн работе реактора на постоянной
номинальной мощности
dp
ьр~ =<r~ro)^.
где t - время.
В случае работы реактора в промежуток времени (г-г.) в переменном
режиме необходимо учитывать энерговыработку как долю от номинальной.
Естественно, что некоторые члены выражения (3.4) могут иметь как
положительный, так и отрицательный знак, другие изменяются только в сторону
уменьшения реактивности.
Оценка по отношении к состоянию перед остановкой
Выражение (3.4) в этом случае опять-таки для реактора ВВЭР принимает
вид
ДА: ~ &Р< + ^Рвог "* &Рхг + &Ps* +		(3.5)
36
Члены Ад, Да„г. АдЛ, Ад. определяются, как и в предыдущем случае, а
член А/Ч характеризует высвобождение реактивности за счет мощностного
эффекта (при снижении мощности до нуля):
dp
dN
Член Ар^ естественно, отсутствует.
3.2.2.	Вывод реактора из подкритического состояния на минимальную
мощность
Этот этап пуска собственно реактора является наиболее потенциально
опасным в пуске всего блока. Именно с ним связана возможность
неконтролируемого разгона реактора, приводящего к повреждению активной
зоны, те. к ядерной аварии. Вероятно поэтому в различных нормативных
документах по поводу этого режима содержится наибольшее число ограничений и
оговорок.
Ядерная безопасность реактора количественно может быть определена как
вероятность того, что в процессе эксплуатации не будет иметь место
неуправляемое увеличение мощности, а при возникновении аварийных ситуаций
развитие цепной реакции будет своевременно прекращено. При пуске ядерная
безопасность обеспечивается за счет
-	возможности контроля плотности потока нейтронов при подъеме органов
воздействия на реактивность;
-	точности знания критического положения этих органов (критической
концентрации жидкого поглотителя);
-	надежности пусковой аппаратуры и системы аварийной защиты;
-	правильного выбора эффективности органов управления и скорости их
перемешення;
-	правильного регламента пуска;
-	квалификации персонала.
Существует ряд объективных трудностей при обеспечении безопасности
реактора во время пуска. Одной из сложных проблем ядерной безопасности
является обеспеченне эффективного контроля за плотностью потока нейтронов во
всем диапазоне ее изменения даже прн достаточно высокой надежности пусковой
аппаратуры. Сложность связана с низким уровнем нейтронного потока в
заглушенном реакторе и соответственно с большим диапазоном изменения потока
при увеличении мощности до номинальной. Обе стороны этой проблемы
рассматриваются в курсах физики реакторов и СУЗ, поэтому здесь излагаются
очень кратко.
Уровень плотности потока нейтронов в остановленном реакторе определяется
составом активной зоны и предысторией его эксплуатации. В активной зоне
работающего реактора всегда имеется некоторый нейтронный фон.
37
обусловленный спонтанным делением ядер первичного ( U - 23$, 238) и
вторичного (Ри - 239, 240) горючего, а также трансурановых элементов (Cf, Am и
др.). Кроме того, при наличии в активной зоне Be и DjO имеет место
фотонейтронная реакция (у.п) иа ядрах Ве-9 или D.
В качестве конкретного примера: в 1 кг делящегося материала в час
происходит разное количество делений в зависимости от вида этого материала - в
U-235 - 0,3, в U-238 - 7, в Ри-239 - 460 000. Спонтанное деление U-235 и U-238 в
новой активной эоне реактора ВВЭР-1000 создает поток всего около
0,1 нейтр./см1 -сек.
В случае, если рождающихся в зоне нейтронов недостаточно, можно
поместить в нее искусственный источник нейтронов. Тем не менее, плотность
потока нейтронов в остановленном реакторе может снизиться до
103 - 10’ нейтр./см’ сек, т.е. быть на 8-10 порядков ниже, чем при работе реактора
на номинальной мощности.
Поэтому для обеспечения контроля за потоком нейтронов при пуске
реактора, т.е. для перекрытия такого широкого диапазона изменения потока,
обычно используется три типа каналов контроля, работающих при разных уровнях
потока, причем их рабочие диапазоны должны перекрываться, по крайней мере,
на порядок. Например, для реактора ВВЭР-1000 выбраны (в % от номинальной
мощности)
пусковой диапазон или диапазон источника - (1О'10 - 10"*) %;
промежуточный диапазон - (10"’ - 10) %;
энергетический диапазон - (3-110) %.
Трудности контроля заглушенного реактора связаны еще и со значительным
влиянием у-фона на ионизационные камеры, и с уменьшением статистической
точности измерений при малых платностях нейтронов, вследствие чего
приходится применять приборы с относительно большой постоянной времени.
Например, для ВВЭР-1000 при мощности 10‘10 от номинальной постоянная
времени составляет около 250 сек (а показания считаются установившимися по
прошествии 3-х таких интервалов).
Последнее, что следует отметить, - положение органов, при котором будет
достигнуто критическое положение, как правило, известно только
ориентировочно.
Поэтому нормативными документами (в частности, правилами ядерной
безопасности) оговариваются меры, повышающие безопасность при пуске.
Во-первых, ограничена скорость ввода положительной реактивности, она ие
должна превышать 0,07 0,^ в секунду (0^ - эффективная доля запаздывающих
нейтронов) Более того, если эффективность органа превышает 0,7 0,*. введение
положительной реактивности должно быть шаговым с "весом* шага не более
0,3 0. При этом в проекте реактора должна быть определена величина шага, пауза
между шагами и скорость увеличения реактивности.
38
Во-вторых, определен порядок извлечения стержней разного назначения:
первыми должны взводиться стержни аварийной защиты (АЗ) или органы,
выполняющие их роль, обеспечивая тем самым защиту реактора в процессе пуска.
В схеме СУЗ должны быть предусмотрены блокировки, исключающие подъем
любого органа до полного поднятия всех стержней АЗ.
В-третьих, требуется, чтобы подкритичность реактора после извлечения всех
органов АЗ была не менее 0.01 Ak/k в состоянии активной зоны с максимальным
эффективным коэффициентом размножения.
В-четвертых, при любом уровне нейтронного потока контроль должен
осуществляться тремя независимыми каналами контроля мощности и тремя
каналами измерения скорости изменения мощности.
Перейдем теперь непосредственно к рассмотрению процесса пуска реактора
(этап 2). Рассматриваемый этап, в свою очередь, можно разделить на три стадии
(рнс.3.1):
-	вывод реактора за счет извлечения стержней СУЗ (и снижения
концентрации жидкого поглотителя, где он используется) из подкритического в
надкритическое состояние с допустимым периодом разгона;
-	увеличение мощности реактора с заданным периодом разгона до
установленной мощности, в общем случае - до такого уровня мощности, на
которой может быть включена аппаратура для автоматического поддержания
этого уровня (ориентировочно 1-3% Nhqm);
-	ручная стабилизация мощности реактора за счет ввода отрицательной
реактивности н включение автоматического регулятора. Возможны временные
стабилизации реактора на промежуточных уровнях мощности, если это
необходимо по технологии работ.
Для определенности будем рассматривать пуск реактора, ие использующего
жидкий поглотитель, в котором органы СУЗ представлены набором поглощающих
стержней с четко определенными функциями: аварийной защиты (АЗ),
автоматического регулирования (АР) и компенсации (КС).
Вывод реактора из подкритнческого состояния начинается с поочередного
извлечения на верхние концевики стержней АЗ с установленной выдержкой после
извлечения каждого стержня. Затем поднимаются в промежуточное положение
(1/2-2/3 высоты подъема) стержни автоматических регуляторов. При этом они
оказываются в зоне своей максимальной эффективности и, наконец, подъемом
стержней - компенсаторов (шагами, с выдержками) реактор выводится в
надкритическое состояние. Ограничения по скоростям ввода положительной
реактивности рассмотрены выше.
В подкритнческом реакторе по мере вывода стержней меняется
коэффициент размножения, т.е. подкритичность, и растут поток нейтронов фподкр,
мощность Мподар н соответственно показания датчиков нижнего (пускового)
диапазона:
39
Рис.3 1 Изменение плотности лотос* нейтронов (мощности) при пуске ЯР
_ ^мин
кг	^ыак ^чя _ ^ио»
= <5L “	.
Эф	Эф • ямжр
(3.6)
(3.7)
где фист и Nhc,. - поток нейтронов и мощность, обусловленные делением горючего
нейтронам и, появляющимися непосредственно в результате сгкжткнного деления,
реакции (у, п) или испускаемых специальным источником (см. выше);
каф- »«>ективНЫЙ коэффициент размноженнт;
Рпмсф * реактивностъ’подкрига’«ская.
Дифференцируя выражение (3.7) по времени, имеем -
40
dN _	dp
dr (l-*^)2‘ dr “ p1 dr •	(38)
Отсюда следует, что чем ближе реактор находится к критическому
состоянию, тем быстрее нарастает мощность при постоянной скорости увеличения
реактивности.
При ступенчатом вводе последней при переходе от состояния 1 к состоя-
нию 2
, ^жхМр,__________l^^li__________РноЛк^
Nno«P, “ |а.Д - |я*| "	- Ад (3 9)
На рис.3.2 показано изменение плотности нейтронов при уменьшении
степени подкритичности от |6кэф| =0,4 до |бк,ф|=0,1 ступенями по |81цф|= 0,1.
Соотношения приращений при этом
Лп2 / Ап, = 1,33;
Рис.З 2. Характер изменения плотности нейтронов при уменьшении
степени подкритичности равными ступенями
Таким образом, чем ближе к точке критичности, чем меньше начальное
значение р11одч, при одном н том же шаге Др, тем больше соотношение
^подкр2^под1ф|- Прн рпод1<р1~^Лр NnojjKpz/Nnojmpi—>00
41
Практический вывод - при приближении к критическому состоянию скорость
ввода реактивности необходимо уменьшать, а при ступенчатом вводе - уменьшить
величину шага и/нли увеличить выдержку между шагами.
Из выражений (3.6). (3.7) следует, что прн приближении к критическому
состоянию (к,ф->1) поток нейтронов и мощность непрерывно растут (фподжр и
Nnwup-xo). Это означает, что, в принципе, в подкритическом реакторе может
быть достигнута любая мощность. Однако на практике такого не происходит. Эго
связано с тем, что для установления нового стабильного значения фпожр = Фуст
после, например, ступенчатого ввода некоторой положительной реактивности
требуется определенное время Т>ст:
/ ,
где / - время жизни поколения нейтронов.
Если принять чКТуст) = 0,95 (руст, то
Г>~^3ГТ7	о.'))
*Р
Оператор, поднимая стержни СУЗ, реально ощущает это время установления
показаний. В достаточно глубокой подкрнтике показания гальванометров
практически следуют за перемещением органов (стержень поднимается -
показания растут, остановился - остановились).
По мере уменьшения подкритичности время, за которое нейтронный поток
достигает установившегося значения, растет; соответственно после остановки
стержня оператор видит по гальванометрам продолжающееся, но постоянно
замедляющееся увеличение показаний. Чем меньше подкритичность, тем больше
растягивается Тусу. При подкритичности, меньшей доли запаздывающих
нейтронов, на время установления показаний начинают все больше влиять н они.
В выражение (3.11) в этом случае следует подставлять время жизни поколения
нейтронов /ср, усредненное по мгновенным и запаздывающим группам:
(ч.	=/« (1-/0 +Г», У»,
где Пыл, и Пзап - количество мгновенных и запаздывающих нейтронов,
приходящихся на акт деления;
1т - время жизни поколения мгновенных нейтронов;
Тип, Р * среднее время жизни и доля запаздывающих нейтронов.
Влияние запаздывающих нейтронов можно проиллюстрировать на примере
реактора типа ВВЭР: 1ЫП1 для ят составляет 10й - 310’5 с, что дает значение Туст =
340^ / бкэф; при учете запаздывающих нейтронов 1^ возрастает до ~ 0,085 с, а Туст
-до0^5/8к,ф.
42
Необходимость определенного времени для установления стабильного
нейтронного потока приводит к тому, что при любой конечной скорости ввода
реактивности, независимо от того, взводятся ли стержни медленно и непрерывно
или быстрее, но ступенями, критическое состояние реактора будет достигнуто при
увеличении потока нейтронов начального источника в конечное число раз
(рис.3.3).
Рис.3.3. Зависимость плотности нейтронов ст
Ршяф при линейном увеличении р с различной
скоростью
Если обеспечивается постоянный
контроль потока нейтронов, то по
выражениям (3.6), (3.7) и известной
дифференциальной эффективности
компенсирующего стержня (КС)
можно оценить подкритичность. Так
как в соответствии с (3.6) Фпадар| и
Pnouepi “ const, то при переходе из
некоторого состояния 1 (фпожр).
Pnwpl) В СОСТОЯНИе 2 (фпоюр.2.
РповфЗ) за счет ввода дополни-
тельной реактивности Др имеем
(опуская индекс "подкр”)
ФГА “Гт А =Фг(А+М,
отсюда
д а —®---Л/»м----------Др
А Л-Л (Л'*)"'
Определяя установившиеся величины ф| и ф? по гальванометрам и зная
величину Др (по кривой дифференциальной эффективности КС), оператор имеет
возможность определить точку критичности. Если, например, при подъеме
стержня на I шаг показания гальванометров изменились вдвое, до критического
состояния остался еще шаг. Если показания выросли более, чем в 2 раза, то после
следующего шага реактор перейдет в надьритнчсское состояние. Из <казанного
ранее ясно, что для таких оценок необходимо использовать установившееся
значение потока (показаний гальванометров). Оценка на небольшом отрезке
времени будет завышать расстояние до критичности, т.е. погрешность оценки
будет в опасную сторону.
В связи с медленным нарастанием мощности в районе критичности оператор,
как правило, не может уловить точно момента перехода через точку критического
43
состояния по гальванометрам. Быстрее всего можно обнаружить этот момент по
периодомеру, который покажет некоторый установившийся период роста
мощности.
Обнаружив после очередного шага наличие установившегося периода (при
отсутствии периодомера это может быть зафиксировано, например, по
постоянному времени удвоения показаний гальванометров), оператор продолжает
шагами с заданным темпом поднимать КС до тех пор, пока период разгона не
достигает установленного значения. Это значение для реакторов энергетических
блоков устанавливается технологическим регламентом эксплуатации, как правило,
в диапазоне 60-120 сек. Мощность реактора растет по экспоненте
N(r)=A\, -ехр(г/Т),	(3 12)
гдеТ - период, определяемый введенной реактивностью;
N„ - мощность, с которой начался разгон
Поскольку уровни мощности, на которых находится реактор в этот период
составляют доли процента, то ни мощностной, нн температурный эффекты
реактивности не проявляются. Оператору приходится корректировать период
разгона только в том случае, если не достигнута полная стабилизация температур
в 1 контуре и эти температуры медленно растут. Корректировка осуществляется
небольшим введением положительной реактивности путем извлечения КС.
Никаких затруднений медленный рост температур (градусы в час) обычно не
вносит.
На реактивность могут влиять также различные технологические операции,
влияющие ив средние температуры, расходы, давления или другие параметры.
Чтобы снизить опасность, во время разгона, как правило, никаких
технологических операций с РУ не проводится. На установленном регламентом
уровне мощности (например, около 1% от номинальной) небольшим опусканием
КС реактор переводится в критическое (точнее, околокритическое) состояние
Затем задатчик мощности АР переводится в положение, точно соответствующее
фактически установившейся мощности (как правило, есть специальный
индикатор, показывающий разбаланс), и включается в автоматический режим.
Баланс заданной и фактической мощностей исключает бросок регулятора в
момент включения. На этом этап 2 пуска реактора заканчивается.
Длительность этого этапа, таким образом, определяется
- допустимыми скоростями ввода реактивности, т.е. извлечения стержней
управления;
* минимально допустимым периодом разгона.
Обычно длительность первой стадии составляет, например, для реакторов
типа БН около 0,5 часа, а разгон длится 15-30 минут. В целом этап 2 занимает 45-
60 минут.
' Пуск реактора типа ВВЭР, использующего . жидкий поглотитель,
принципиально не отличается от описанного. Жидкий поглотитель (борная
44
кислота) используется в них для компенсации выгорания. При пуске вначале из
активной зоны извлекаются механические органы управления реактивностью,
выполняющие роль АЗ и АР, затем за счет понижени’я концентрации борной
кислоты реактор выводится в надкритическое состояние, а на заданном уровне
мощности стабилизируется опусканием регулирующей группы механических
СУЗ. Все описанные выше зависимости сохраняют свое значение и для случая
пуска ВВЭР.
Более подробно порядок извлечения органов управления, снижения
концентрации борной кислоты н т.д., а также требования и ограничения будут
изложены в главе, посвященной пуску блока ВВЭР.
3.2.3. Увеличение мощности реактора
Дальнейший пуск реактора осуществляется совместно с энергоблоком (этапы
4 и 6 пуска блока). Скорость набора мощности определяется как требованиями
оборудования блока, так и особенностями процессов в самом реакторе.
На начальных стадиях подъема мощности (до уровня 30-50% от но-
минальной) скорость набора нагрузки, как правило, определяется только
допустимыми скоростями подъема температуры в оборудовании РУ, а после пуска
турбогенераторов - тепловыми процессами в турбинах. Еще раз подчеркнем, чго
допустимая скорость подъема температуры определяется толстостенными
элементами: корпусами оборудования, фланцевыми разъемами и т.п. Твэлы и ТВС
эту скорость не лимитируют.
При подъеме мощности реактора выше 30-50% необходимо учитывать еще
два процесса. Ниже они кратко описаны с точки зрения их влияния на процесс
пуска.
Первый процесс - это ксеноновое отравление. Как сказано в главе 1, из-за
отравления поле энерговыделення в активной зоне большого по физическим
размерам теплового реактора (особенно РБМК) неустойчиво. Имеется
возможность периодического перераспределения полной мощности между
различными областями активной зоны, т.н. "ксеноновые волны”. Источниками,
провоцирующими возникновение колебаний, являются перемещение стержней
управления, изменение технологических параметров, включение и отключение
технологического оборудования. Все эти причины особенно проявляются в
период пуска блока
Для управления полем энерговыделения предусматриваются датчики для
контроля энерговыделення по радиусу и высоте активной зоны и
соответствующие стержни управления. В процессе пуска делаются остановки
блока на определенных ступенях мощности. Длительность выдержки выбирается
так, чтобы, в основном, прошли процессы накопления ксенона и операторы успели
выровнять поле энерговыделення в радиальном и аксиальном направлениях перед
следующим подъемом мощности. Конкретные значения ступеней н выдержек
будут приведены в последующих главах пособия применительно к каждому типу
блока.
45
Второй процесс связан с возможным механическим воздействием окисного
топливного сердечника на оболочку твэла прн пуске реактора, особенно при
быстром подъеме мощности. Эго вызывается следующим. Сочетание ползучести
оболочки вследствие действия внешнего давления (ВВЭР, РБМК) и распухания
топливного сердечника приводит к контакту между таблеткой и оболочкой. При
резком изменении мощности реактора заметное различие в термическом
расширении и в рабочей температуре оболочки и сердечника вызовет
возникновение растягивающих окружных напряжений в оболочке. При этом они
могут достичь значительного уровня и привести к разрушению оболочки. Кроме
того, скачок энерговыделения в твэле всегда связан с выбросом из сердечника
дополнительной порции легколетучих продуктов деления, создающих
агрессивную среду во внутреннем объеме. В сочетании с высоким уровнем
растягивающих напряжений это создает условия для возникновения
растрескивания под напряжением.
Имеющиеся на сегодня данные ие предоставляют возможности дать
однозначные рекомендации по допустимой скорости подъема мощности в
зависимости от ее уровня, длительности работы на нем, достигнутого выгорания
топлива и других факторов. Поэтому для обеспечения работоспособности твэлов
при переходных процессах среднюю скорость подъема мощности в настоящее
время ограничивают.
3 J. ПУСК ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
Турбогенератор с его вспомогательными и обслуживающими системами
является самым сложным видом тепломеханического оборудования на АЭС.
Алгоритм пуска турбогенераторной установки учитывает необходимость проверок
систем автоматики и зашит, выдерживания определенной последовательности
включения вспомогательного оборудования, обеспечения допустимых скоростей
прогрева элементов и т.д. Все это должно гарантировать длительную н надежную
эксплуатацию.
На атомных станциях России используются турбины как насыщенного
(ВВЭР, РБМК), так и перегретого пара (БН-600). Мощности турбин составляют от
70 до 1000 МВт. Отличия в режимах пуска их безусловно имеются, о них будет
говориться ниже, но целью настоящего раздела является описание общих
принципов пуска.
Объяснение вопросов пуска турбогенераторов основывается на знании
студентами конструкций и схем турбоустановок, изучавшихся ранее в курсе
паровых турбин и атомных станций.
Для турбогенераторов три этапа пуска, о которых говорилось выше, можно
сформулировать следующим образом:
1)	подготовка к пуску турбины, включение в работу вспомогательных систем;
46
2)	приведение во вращение (толчок) турбины паром, повышение частоты
вращения до номинальной и включение генератора в сеть при установленной
минимальной нагрузке;
3)	дальнейшее нагружение турбины.
Пуск турбины осуществляется согласно инструкции, разработанной заводом*
изготовителем или специализированной наладочной организацией. Режим пуска
зависит от исходного состояния двух основных частей блока - реакторной
установки и турбогенератора(ов), от конструктивных особенностей последнего;
параметров пара; особенностей тепловой схемы блока, а также местных условий.
Из перечисленных условий дополнительного пояснения требует, на наш
взгляд, только влияние на пуск особенностей тепловой схемы станции. Наиболее
наглядно его можно пояснить на примере обычной теплоэнергетики. Раньше на
всех ТЭС (а сейчас, в основном, на ТЭЦ) широко использовалась схема с
поперечными связями (коллекторами) по пару и питательной воде (рис.3.4а); При
Рис.3.4. Схемы паропроводов ТЭС с поперечными связями (а) и блочных (6):
1 - парогенератор, 2 - турбогенератор
47
ЭТО*4’ отдельный парогенератор и отдельный турбогенератор никак не свя-
заны друг с другом. Пуск турбины в такой схеме происходит при постоянных
номинальных параметрах пара в коллекторе, а также при рабочем состоянии
деаэраторов, наличии вспомогательного пара для эжекторов, уплотнений н т.п.
Естественно, что скорость пуска и нагружения турбины определяется в этом
случае только самой турбоустановкой, ее характеристиками, возможностями и
особенностями.
Другой вариант схемы - блочный - используется на современных
конденсационных станциях с мощными турбинами (рис.3.46). Пуск па-
рогенераторов и турбин при такой схеме должен производиться совместно;
параметры пара (н давление, н температура) перед турбиной в процессе пуска
меняются. Вспомогательные устройства пускаются вместе с блоком, параметры
подаваемого на них пара также могут быть в начале пуска ниже номинальных, а
количество его ограничено. Поэтому скорость пуска турбоустановкн в этом
варианте ограничивается как возможностями самой турбины, ее вспомогательных
систем, так и парогенератора.
На АЭС схема с поперечными связями по пару в чистом виде используется
редко. Примерами могут служить 2-ой блок Нововоронежской АЭС ( 8
парогенераторов, в том числе один резервный, н 5 турбин) н Шевченковская АЭС
(6 парогенераторов и 4 турбины, в том числе по одному резервному агрегату).
На действующих станциях типа ВВЭР и РБМК в настоящее время
эксплуатационной документацией установлен порядок пуска, при котором подача
пара в турбину производится только после достижения проектных параметров и
достаточной мощности реактора. Это соответствует первому из указанных выше
вариантов и означает, что порядок и темп пуска турбины до набора начальной
минимальной нагрузки не зависит от остального оборудования блока; далее при
нагружении турбнн(ы) учет возможностей подъема мощности РУ обязателен.
Однако ранее, в начале 80-х годов, использовался н пуск на скользящих
параметрах пара [6]. Первый турбогенератор пускался при давлении пара около
60% от номинального, а второй - уже в условиях стабильности параметров пара.
Блоки типа БН используют оба варианта.
Начнем рассмотрение с пуска конденсационной турбины из холодного
состояния.
3.3.1.1 этап. Подготовке к пуску (после ремонта)
В подготовку входят следующие операции.
1.	Осмотр основного н вспомогательного оборудования турбогенератора. При
осмотре надо убедиться в том, что все ремонтные работы закончены, все средства
техники безопасности (заземление, защитные кожухи и т.п.) поставлены,
теплоизоляция восстановлена, инструменты, запасные части, ограждения убраны,
рабочие места находятся в чистом состоянии. По записям в оперативном журнале
убедиться, что все наряды, по которым проводились работы, закрыты.
48
Часто используется такая форма контроля как требования записи от
начальника ремонтного цеха в оперативном журнале начальника смены об
окончании всех ремонтных работ и готовности оборудования к выводу блока на
мощность. Такая запись безусловно не снимает с оперативного персонала
обязанности проверки фактического состояния дела по месту и по документации.
2.	Проверка приборов технологического контроля - их наличия и
соответствия показаний реальному состоянию оборудования.
3.	Проверка готовности средств связи и сигнализации.
4.	Проверка состояния и положения пароводяной арматуры. В том числе
проверяется наличие напряжения на приводах электрофицированной арматуры,
опробуется дистанционное управление ею, правильность работы указателей
положения. Арматура в процессе проверки устанавливается в то положение,
которое необходимо для пуска турбины.
5.	Запись показаний приборов и указателей, контролирующих тепловое
расширение элементов турбины, температуру н другие параметры.
6.	Подготовка к пуску электрического генератора. Заполнение его водородом,
если используется водородное охлаждение. (Подготовка осуществляется
персоналом электроцеха и подробно рассматриваться не будет).
7.	Смазка узлов, не имеющих централизованной смазки.
8.	Пуск масляной системы.
Перед включением проверяется уровень масла в маслобаках, делается его
анализ. Затем опробуются основные и резервные маслонасосы. При низкой
температуре масла (менее 35°С) необходимо подогреть его за счет работы
насосов. Обязательно проверяется автоматика включения резерва и аварийная
сигнализация. Резервный насос включается, как правило, по сигналу снижения
давления масла. Для того, чтобы сымитировать сигнал, прикрывают задвижку на
нагнетании работающего насоса. Фиксируются величины давления, при котором
появляются сигналы и при котором включается резервный насос. После
окончания проверки задвижки всех насосов открываются и опломбируются.
Подготовка системы заканчивается включением в работу пускового маслонасоса с
подачей масла на подшипники турбины и генератора, в систему регулирования и
другие предусмотренные проектом точки.
9.	Опробования элементов управления и защиты турбины.
Проверке подвергается работа механизма управления турбиной
(синхронизатора), электромагнитного выключателя турбины с блочного щита
управления и т.д.
Далее от ручного привода проверяется открытие и закрытие стопорных и
регулирующих клапанов, в том числе на тракте промперегрем, а также посадка
клапанов при выбивании автомата безопасности вручную. Имитируются сигналы
защит турбины и проверяется работа реле осевого сдвига, реле вакуума, реле
падения давления в системе регулирования и прохождения сигналов от них на
закрытие стопорных клапанов. Например, работа реле осевого сдвига проверяется
смещением датчика реле вручную. Реле вакуума проверяется после достижения
49
определенного вакуума в конденсаторе. После опробования действия зашит
автомат безопасности должен быть взведен и т.д. Другими словами говоря, все
защиты должны быть приведены в рабочее положение.
Отдельно проверяется работа защит и блокировок клапанов БРУ-К, в
частности, прекращение сброса пара при понижении вакуума в конденсаторе.
10.	Включение в работу валоповоротного устройства производится при
работающем маслонасосс. Перед этим проверяется блокировка иа отключение
двигателя устройства в случае падения давления масла в системе смазки
подшипников.
11.	Подготовка и пуск конденсационной установки.
а)	. Производится поочередное опробование циркуляционных насосов, их
блокировок. Для удаления воздуха из циркуляционных водоводов открываются
воздушники на верхних точках. В схеме с сифонным эффектом воздух удаляется
специальным водяным эжектором. Необходимое число циркуляционных насосов
включается в работу.
б)	. На холостом ходу ( при закрытых напорных задвижках) опробуются
конденсатные насосы и насосы БОУ, если они есть. Проверяется автоматика
включения резерва путем отключения двигателя работающего насоса или
закрытия задвижки иа его напоре. После проверки блокировок конденсатор
заполняется химически обессоленной водой до установленного для пуска уровня
и включается один из конденсатных насосов по замкнутой схеме циркуляции
(рис.3.5). Эта схема обеспечивает достаточный отвод тепла от охладителей
эжекторов. Холодный конденсат подается также к предусмотренным потреби-
телям, например, на охлаждение обмоток электродвигателя пускового
питательного насоса.
12.	Включение пусковых и основных эжекторов.
Эжекторы включаются для создания в конденсаторе и турбине вакуума.
Сначала подают пар (либо свежий, либо из уравнительной линии деаэратора) на
пусковой эжектор, а затем открывают задвижки иа линии отсоса паровоздушной
смеси из конденсатора. После создания пусковым эжектором в конденсаторе
небольшого вакуума (примерно 100-150 мм рт.ст.) включается в работу основной
эжектор.
13.	Подача пара иа концевые уплотнения турбины производится для
исключения подсоса воздуха при наборе вакуума. Пар подается от постороннего
источника (общестанционная магистраль, вспомогательная котельная или
деаэратор соседнего блока). Расход регулируют так, чтобы не наблк>далось
выбивания пара вдоль вала. Подчеркнем, что подача пара на уплотнения при
неподвижном роторе категорически запрещена, поскольку это вызовет
неизбежный тепловой изгиб ротора и интенсивную вибрацию при попытке
поднять частоту вращения.
14.	Подготовка к'пуску регенеративной установки.
50
Проверяется работа сливных насосов, собираются схемы каскадного слива
конденсата греющего пара и отсоса воздуха из подогревателей в конденсатор,
Рмс3.5 Участок конденсатного тракта:
I - подвод рабочего пара, 2 - выпуск воздуха, 3 - вторая ступень основного эжектора; 4 -
перемычка для возможности работы одной второй ступени при пуске турбины; 5 - первая
ступень основного эжектора; 6 - отвод конденсата в паровой объем конденсатора; 7 - пусковой
эжектор, 8 - отсос воздуха из конденсатора; 9 - конденсатор турбины; 10 - конденсатный насос;
II - перепуск конденсата рабочего пара эжектора из холодильника второй ступени в
холодильник первой ступени; 12 - трубопровод для рециркуляции конденсата турбины при ее
пуске. 13 - клапан рециркуляции и поддержания уровня в конденсаторе; 14 - конденсатоочистка
проверяется отсутствие заеданий регулирующих клапанов уровня в
подогревателях, работа защит от переполнения.
15.	Подготовка к пуску сепараторов-пароперегревателей производится после
подготовки системы регенерации н включает в себя аналогичные проверки.
Параллельно с описанными выше операциями ведутся еще две.
Во-первых, прогрев паропроводов, который ведется последовательно по
участкам, например, от выходной (магистральной) задвижки парогенератора до
главной паровой задвижки (ГПЗ) турбины.
Чтобы избежать недопустимых термических напряжений и гидроударов при
резкой конденсации пара в прогреваемом паропроводе необходимо иметь низкое
давление, которому будет соответствовать малая температуре насыщения и,
следовательно, малые температурные напряжения в паропроводе. Этого
добиваются путем открытия дренажей, малого, постепенного открытия байпаса
магистральной задвижки, через который поступает пар.
Прогрев паропровода на сниженном давлении (примерно 0,5-1 МПа) ведут до
прекращения массовой конденсации, когда паропровод прогреется до
температуры насыщения. Обычно допустимая скорость прогрева составляет 2-
4°C/mhh. Далее путем постепенного открытия магистральной задвижки или ее
байпаса повышают давление в паропроводе (скорость повышения давления
оговаривается в пусковой инструкции и обычно составляет 0,1-0,2 МПа/мии).
51
Прикрывая дренажи паропровода доводят давление в нем до номинального. После
этого открывают магистральную задвижку полностью, а ее байпас закрывают.
Аналогичным образом прогревают участок паропровода (перепускные трубы) от
ГПЗ до стопорного клапана. Обычно время прогрева всего паропровода
составляет в зависимости от параметров пара от 40 минут до 1,5 часов. Период
прогрева паропроводов совмещают с описанными ранее подготовительными
операциями с таким расчетом, чтобы к моменту окончания прогрева паропровода
все подготовительные операции были закончены (это экономит расход
электроэнергии И теплоты на собственные нужды).
Во-вторых, включение в работу деаэраторов с подачей пара от постороннего
источника для обеспечения необходимого качества питательной воды. Деаэрация
обеспечивается чаще всего за-счет циркуляции воды по байпасу питательного
насоса. Время проведения операции определяется так, чтобы обеспечить подачу
деаэрированной воды в парогенераторы (барабаны-сепараторы) при их
заполнении или пополнении.
В случае пуска турбины одноконтурной АЭС могут появиться до-
полнительные работы, связанные с особенностями схемы. Например, в РБМК пар
на уплотнения и эжекторы подается чистый,, от специального испарителя,
который соответственно должен быть заблаговременно подготовлен и пушен.
К концу рассматриваемого этапа турбина должна быть готова к толчку
ротора (т.е. приведению ротора во вращение) паром от реакторной установки. К
этому времени должен быть набран пусковой вакуум в конденсаторе. Значение
его различно для разных турбин, но обычно не ниже 300 мм рт.ст Необходимо
также проверить прогиб ротора, который ие должен превышать установленной
величины (обычно 0,03 - 0,05 мм).
Если подготовка турбины к пуску сделана правильно и все замеченные
недостатки устранены, то не будет препятствий к пуску, указанных в парагрмре
18.20 "Правил технической эксплуатации". Он гласит: "Пуск турбины
запрещается прн
-	отклонении контрольных показателей теплового и механического состояния
турбины за пределы допустимых значений;
-	неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;
-	дефектах системы регулирования и паро|>аспределения, которые при
сбросах нагрузки могут привести к разгону турбины от свежего, отборного пара,
пара промежуточного перегрева и пара после сепаратора-пароперегревателя;
-	неисправности одного из масляных насосов или устройств их
автоматического включения;
-	качестве масла, не удовлетворяющем нормам..., и при температуре масла
нижеустан. ленного предела."
52
3.3.2.	II этап пуска турбогенератора
1.	Толчок (приведение во вращение) ротора паром. Производится путем
приоткрытая регулирующего клапана либо открытия байпаса главной паровой
задвижки.
В момент начала вращения ротора, когда в турбину начинает поступать
свежий пар, в ней происходят такие же тепловые явления, как и в пцкчцюиоде.
Поскольку корпус турбины холодный, происходит интенсивная конденсация пара,
поэтому конденсат необходимо отводить из корпуса через дренажи.
2.	Прогрев турбины прн малой частоте вращения. После толчка
устанавливается частота вращения ротора 300-600 об/мин (К-500-65 - 350 об/мин,
К-220-44 - 600 об/мин, К-200-130 - 500 об/мин и т.д.). Прн этом валоповоротное
устройство должно автоматически отключиться. На этой частоте вращения
турбина прослушивается. Для прослушивания подачу пара временно прекращают,
но не допускают полного останова ротора. Прн отсутствии задеваний вращаю-
щихся частей за неподвижные турбины оставляют на этой частоте вращения для
первоначального прогрева, время которого определяется инструкцией по пуску
(К-220-44, К-500-65 - 20 мин, К-200-139 (БН-600) - 5 - 10 мин, но затем на 1200
об/мин - 60 мин для прогрева ЦСД). В этот период и при дальнейших операциях
контролируются относительное удлинение ротора, разность температур по
ширине фланца (например, для К-220-44 AtwnHe более 70°С и при этом есть запас
по пределу текучести), разность температур между фланцем и шпильками,
разность температур между верхом и низом цилиндров, вибрация подшипников,
искривление валя. тепловое расширение корпуса турбины, осевой сдвиг ротора.
Все эти величины не должны выходить за указанные в инструкции пределы.
3.	Увеличение частоты вращения до рабочей. Оно производится со
скоростью, определенной инструкцией, с выдержками на заданных частотах
(например, для К-220-44 подъем с 600 до 3000 об/мин производится примерно за
40 мин без выдержек). Необходимость выдержек и их длительность определяется
условиями прогрева турбины.
При повышении частоты вращения следят за всеми параметрами и особенно
за вибрацией. В случае появления значительной вибрации (она может быть
связана с искривлением ротора) скорость вращения надо снизить и продолжить
прогрев прн малых оборотах.
Важным моментом является прохождение критического числа оборотов
ротора - эта частота вращения должна проходиться быстро.
При 50-70% оборотов начинает развивать достаточный напор главный
маслонасос, сидящий на валу турбин. При достаточном напоре вспомогательные
насосы могут быть отключены. При 95% оборотов начинает действовать система
регулирования турбины, происходит автоматическое перемещение
регулирующего клапана на закрытие до состояния, соответствующего расходу
пара (если пуск велся с помощью байпаса главной задвижки). После этого ГПЗ
может быть полностью открыта. К моменту достижения турбиной рабочей
53
частоты вращения вакуум в конденсаторе должен быть доведен до нормального,
должны быть включены система охлаждения генератора, маслоохладители.
В этот момент в случае необходимости проводятся испытания автомата
безопасности или других защит турбоагрегата. На холостом ходу турбина
выдерживается установленное время для дальнейшего прогрева, однако
длительная работа ее в этом режиме не рекомендуется вследствие перегрева
выходного патрубка, что может привести к расцентровке турбины и
возникновению вибрации (допустимая длительность: К-220-44 - 12 мин,
К-500-65 - 25 мнн, К-200130 - 20-25 мин).
4.	Генератор синхронизируют с сетью, включают и набирают минимальную
нагрузку, установленную в инструкции.
Э.Э.З.	Ill этап - набор нагрузки
Нагружение турбины производится по специальному графику, специфичному
для каждого типа турбины. Собственно график определяется скоростью прогрева
элементов турбины, ибо для мощных агрегатов расход пара холостого хода мал
для прогрева толстостенных элементов и прогрев их начинается фактически с
начала набора нагрузки. Надо учитывать и то, что с набором нагрузки растет
температура острого пара. Установленная скорость набора нагрузки для
К-500-65 - 2 МВт/мии, для К-220-44 1-3 МВт/мии (большая скорость соответс-
твует большей нагрузке).
Для выравнивания температур в узлах турбины и соответственно снижения
термических напряжений обычно необходимы выдержки на определенных
нагрузках. Все эти моменты определяются заводской инструкцией на турбину.
В процессе набора нагрузки включается системе регенерации, в т.ч. ПВД.
Деаэратор переводится с постороннего источника пара на свой отбор. При 25-30%
нагрузки закрывается задвижка рециркуляции конденсата, устанавливается
штатная схема слива конденсата греющего пара, конденсат ПВД направляется в
деаэратор.
Общее время пуска турбогенератора из холодного состояния от толчка
ротора до полного набора нагрузки для турбины К-220-44,, например, составляет
2 ч. 30 мин. - 2 ч. 50 мин., из которых разворот занимает приблизительно 40 мин.
3.3.4.	Особенности пуска турбины из горячего (неостывшего) состояния
Такой пуск возможен после короткой остановки (от нескольких часов до 1-3
суток), например, после ложного срабатывания систем защиты. Время пуска при
этом значительно сокращается.
На первом этапе (подготовки) это связано с тем, что многие системы
остаются в абочем состоянии, сохраняется рабочее давление в парогенераторах,
не требуют испытаний и проверки системы зашиты и автоматики. (По общему
правилу, проверки производятся в полном объеме, если срок простоя блока или
его оборудования превысит 3 суток).
54
На втором этапе (разворот и включение в сеть) сокращается время выдержек
на промежуточных и полных оборотах. На рис.3.6а,б представлена зависимость
Рис.3.6. График пуска турбины насыщенного пара:
I - промежуточная выдержка. 2 - выдержка прн номинальной частоте вращения;
3 - первоначальная нагрузка
времени выдержек от начального температурного состояния паровпускных частей
для турбины К-500-65. Нижняя часть 1рафика относится к пуску из горячего
достояния, верхняя - из холодного. Промежуточная выдержка (при
350-450 об/мни) имеет максимальную длительность 20 минут при температуре
20°С и ниже Выше 100°С она отсутствует. При полных оборотах выдержка
составляет до 25 мин при пуске турбины из холодного состояния, при тем-
пературах ЦВД выше 120°С она начинает сокращаться, а выше 200°С не нужна.
Рис.З.бв относится к этапу 3 (нагружение) и показывает, какую нагрузку
может принять турбина непосредственно сразу после включения в сеть. Чем выше
температура турбины перед пуском, тем большую долю номинальной может
составлять ее первоначальная нагрузка. Дальнейший набор мощности ведется в
данном случае с уже упоминавшейся скоростью 2 МВт/мин.
Таким образом, то, что турбина разогрета, дает возможность сократить время
пуска в 3-4 раза. Для турбин К-220-44 пуск из горячего состояния занимает
20-25 мин, в том числе разворот - 10-15 мин.
Основным условием надежности пуска из горячего (неостывшего) состояния
является требование, чтобы температура пара превышала температуру металла на
50°С (разумеется, не превышая номинальной температуры).
Трудности пуска в рассматриваемых случаях связаны с неравномерным
остыванием различных частей турбин, в частности:
-	может наблюдаться относительное укорочение ротора, при этом возникает
опасность задевания со стороны входа пара в ступени, где зазоры меньше;
55
-	может быть неравномерное охлаждение (верха и низа) цилиндров. Низ
остывает быстрее.
У стандартных турбин К-200-130 (БН-600) эта разность температур достигает
в ЦВД -150"С, ЦСД -130°С. Разность температур вызывает прогиб корпуса, стрела
прогиба направлена вверх. Если прогиб превышает допустимый, то пускать
турбину нельзя - будет задевание ротора о статор.
Для уменьшения прогиба корпуса иногда используют валоповоротные
устройства с увеличенной частотой вращения 30 об/мин и увеличивают
теплоизоляцию снизу. Но для турбин влажного пара с относительно низкими
рабочими температурами этот вопрос не существенен.
Подчеркнем еще один момент. При пуске турбин насыщенного пара из
горячего состояния целесообразно проводить весь пуск с максимально возможной
скоростью с целью уменьшения захолаживания элементов ЦВД паром,
температура которого понижается в связи со значительным дросселированием
пара на частичных расходах и особенно на холостом ходу.
В заключение приведем графики пуска турбииы К-220-44 из различных
состояний (рис.3.7).
Рис.3.7. Граф -ки пусков турбины К-220-44 при различных исходных температурах паровпуска:
_____ - ниже 80“С (из холодного состояния);______- около 130*С (из неостывшего состоя-
ния); _ .____- выше 180°С (из горячего состояния); N - нагрузка (мощность) турбины, п -
частота вращения ротора; t| и tj - температуры пара за регулирующими клапанами и за СПП
соответственно
56
3.4. ПУСК НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ
Число насосов разных типов и назначения иа атомной станции доходит до
нескольких сотен (на блоке ВВЭР-440, например, 210, на РБМК-1000 - более 480).
На АЭС с водным теплоносителем используются лопастные (главным образом,
центробежные), объемные (поршневые и др.) и струйные насосы разных типов. На
АЭС с реакторами с натриевым теплоносителем применяются также
электромагнитные насосы. Но большинство составляют центробежные насосы, о
которых н будет идти речь в дальнейшем.
Центробежные насосы малой производительности н мощности обычно имеют
консольное рабочее колесо, посаженное на вал электродвигателя, сальниковое
уплотнение вала, подшипники с консистентной смазкой. Пуск их сводится к
включению в сеть и подрегулировке расхода перекачиваемой среды, если это
требуется.
Однако мощные насосы с большой производительностью и/или напором,
такие как главные циркуляционные насосы (ГЦН) основных контуров АЭС или
питательные насосы (ПН), представляют собой сложные агрегаты со своими
вспомогательными системами, автоматикой, защитами и блокировками, со
специфическими требованиями к пусковым режимам и условиям эксплуатации.
Ниже вопросы будут рассматриваться применительно к главным циркуляционным
насосам, обеспечивающим расход теплоносителя через активную зону реактора.
Для насосных агрегатов можно выделить те же три этапа пуска:
-	подготовка;
-	включение в работу с небольшим расходом;
-	вывод на номинальные обороты и/или расход.
Для насосов, не имеющих регулирующей арматуры или аппаратуры для
изменения числа оборотов, второй н третий этапы сливаются. Примером
последних являются ГЦН реактора ВВЭР-1000 или 2-го контура реактора БН-350.
3.4.1.	Подготовка насосного агрегата к пуску
Операции, связанные с окончанием ремонта. Подготовка ГЦН к пуску
начинается с тех же операций по проверке завершения ремонтных работ, которые
уже рассматривались применительно к турбогенераторам, поэтому здесь их
только кратко упомянем:
-	проверка по записям в оперативном журнале и осмотр по месту
завершенности всех ремонтных работ, приведения рабочих мест в экс-
плуатационное состояние;
-	проверка приборов технологического контроля, средств связи и
сигнализации;
-	проверка состояния и положения арматуры;
-	запись показаний приборов и индикаторов.
Проверка н включение в работу вспомогательных систем насосных
агрегатов:
57
-	проверка и включение в работу маслосистемы, обеспечивающей смазку
подшипников насосного агрегата (включение маслонасосов, охладителей масла,
проверка уровней в маслобаках, расходов или давлений на каждый подшипник,
работы защит и блокировок, в том числе автоматики включения резервного
маслонасоса и т.д.), производится аналогично операциям при пуске турбины;
-	подача охлаждающей воды на холодильник и уплотнения вала, в змеевики
масляных ванн ходовой части насоса или электродвигателя (если используется не
циркуляционная система), на охлаждение обмоток электродвигателей н к другим
возможным потребителям в зависимости от конкретной конструкции насосного
агрегата;
-	проверка систем перелива теплоносителя из бака насоса и уплотняющей
жидаости из уплотнений вала, если они есть;
-	подготовка к работе н/или включение систем уплотнения вала (систем
запирающей воды для ГЦН реакторных установок, работающих на воде под
давлением);
-	наконец, для реакторов типа БН, использующих в качестве теплоносителя
расплавленный натрий, должна быть включена система электрообогрева,
обеспечивающая температуру самого насоса и прилегающих трубопроводов 200-
250 °C.
Подготовка к включению привода насосного вгрегата:
-	его системы электроснабжения, включая подачу напряжения на шины
собственных нужд, проверку автоматики и блокировок;
-	проверка и подготовка к работе системы регулирования оборотов, если она
предусмотрена;
-	прогрев паропроводов и другие операции, если насос имеет турбопривод
(он часто используется в ПН).
Подготовка ходовой части насоса:
-	отключение стояночных (ремонтных) уплотнений, если они предусмотрены
в конструкции; такие уплотнения предусматриваются как в насосах для водяного
теплоносителя (например, для АСТ-500), так и для натрия (БН-350, БН-600);
-	подача теплоносителя на гидростатические или другие подшипники,
смазываемые теплоносителем, если принудительная подача последнего
предусмотрена конструкцией, включение специальных насосов для этой цели;
-	включение устройств, обеспечивающих разгрузку осевых (упорных)
подшипников.
Поясним последнее подробнее. Для ГЦН, работающих в контурах высокого
давления, имеют место высокие осевые усилия (до 1000 кН или, в более
привычных старых единицах, примерно до 100 т), которые в вертикальных
насосах могут быть направлены вверх или вниз в зависимости от режима работы.
При включении такого иасоса в нерасчетном режиме возникает большая удельная
нагрузка на осевой подшипник, что может привести к его интенсивному нагреву и
износу. Кроме того, отсутствие гидродинамического клина в осевом подшипнике
58
при пуске ГЦН приводит к чрезмерно высоким пусковым моментам, которые уже
не могут быть преодолены приводным электродвигателем обычной конструкции.
Поэтому с помощью конструктивных мероприятий стараются снизить осевые
усилия и пусковой момент. Например, для ГЦН реактора РБМК предусмотрена
гидравлическая разгрузка. Эти насосы, как известно, рассчитаны на работу при
температуре воды на входе от 20 до 284“С и при избыточном подпоре ие менее
23 м вод.столба. При работе ГЦН на холодной воде, когда давление на входе
определяется геометрической высотой расположения барабанов-сепараторов
(24 м), осевая гидравлическая сила, действующая на вал насоса вниз, имеет макси-
мальное значение и может достигнуть 750 кН. Осевой же подшипник рассчитан на
нагрузку 250 кН. Для разгрузки предусмотрен трубопровод с задвижкой,
сообщающий заколесную полость со всасом насоса. В целях уменьшения осевой,
силы перед пуском насоса задвижку открывают. По мере повышения давления в
контуре осевая выталкивающая сила, действующая на вал ГЦН вверх, возрастает.
При достижении давления в контуре 6,5 МПа задвижку закрывают. При
эксплуатации принят такой "двухпознционный" алгоритм работы задвижки, более
простой для персонала, хотя принципиально осевой подшипник справляется с
нагрузкой при подъеме давления уже выше 3 МПа.
Конечно, это ие единственный вариант. В ГЦН реакторов типа ВВЭР
используется разгрузка при помощи электромагнита. Электромагнитное
разгрузочное устройство ГЦН-317 ВВЭР-440, например, создает осевое усилие 15-
20 тыс.кгс, направленное вниз, облегчая работу опорно-упорного подшипника.
(На последний действует осевое усилие, вызванное разностью давления в контуре
и атмосферой.) Возможны и другие решения.
Подгатщмса контура к включению ГЦН. Необходимость этой группы
операций связана с тем, что насос является частью контура и поэтому к моменту
его включения в контуре должны быть созданы условия, обеспечивающие
стабильную, безотказную работу, во-первых, насоса, во-вторых, самого контура. С
этой точки зрения необходимо учитывать такие явления как кавитацию,
возможность захвата газа (пара), разогрев насоса при работе в безрасходном
режиме, допустимые пусковой и рабочий токи в обмотках электродвигателя и т.д.
Все эти требования отражаются, естественно, в инструкциях. Поясним некоторые
из них.
Кавитация в движущейся жидкости возникает в тех случаях, когда
статическое давление в какой-либо области потока падает ниже давления ее
насыщенного пара. При этом происходит вскипание жидкости и нарушение
сплошности потока с образованием многочисленных паровых пузырьков и
устойчивых каверн, примыкающих к стенкам. Как только паровые пузырьки,
движущиеся вместе с потоком, попадают в область, где статическое давление
выше давления насыщенного пара, пар конденсируется и пузырьки исчезают. Из-
за большой скорости конденсации частицы жидкости, движущиеся к центру
пузырька, также приобретают большую скорость. В районе исчезновения
пузырька происходит сильный гидравлический удар, в результате которого мгио-
59
венное местное давление может достигать десятков МПа. Наконец, если
исчезновение пузырьков происходит вблизи стенки, то следующие с большой
частотой местные гидравлические удары начинают разрушать поверхностный
слой стенки, образуя как бы гидравлические клинья в результате проникновения
частиц жидкости в мельчайшие поры материала стенки. Поверхность последней
приобретает характерный изъязвленный вид; такой тип повреждений называется
кавитационной эрозией.
Вообще говоря, различают несколько режимов кавитации, зависящих от того,
насколько глубоко понижается давление в проточной части насоса, то есть в
конечном счете, от давления на его всасе Рк. При самом "легком" режиме
кавитация возникает в виде локальных очагов; структура потока при этом
нарушается мало, обнаружить кавитацию можно только акустическими методами.
При понижении давления Рк начинают меняться внешние характеристики насоса:
снижаются его напор и мощность. Однако насос еще способен подавать жидкость
потребителю, хотя скорость эрозии резко возрастает.
При дальнейшем понижении давления на всасе растут размеры кави-
тационных зон, меняется их вид, возможен отрыв каверн от лопастей рабочего
Колеса, слияние их. Напор и подача насоса снижаются в несколько раз.
Для ослабления явления кавитации принимаются меры еще на стадии
проектирования: применение специальной формы рабочего колеса, понижение
скорости вращения, использование предвключенных насосов и гидростатического
давления столба жидкости.
Обратим внимание на те меры по предупреждению кавитации, которые
зависят от эксплуатационного персонала.
На рис.3.8 представлена схема включения насоса. Теплоноситель забирается
из бака Б (например, барабана-сепаратора РБМК), поступает на всас насоса (точка
А) н перекачивается им через активную зону.
Давление на всасе (в точке А) Рк определяется как
Р =Р, + Н y-tJ*
вс 6 пк I	ва 
Есть три способа увеличения давления в точке А, которые и используются в
процессе эксплуатации.
Увеличение против.ждмгтационного подпора (Нпц-у), но если величину Н,„
можно изменить только в момент проектирования, то на плотность у можно
повлиять, например, снижая температуру теплоносителя. Этот способ
используется в реакторах РБМК в режиме работы на мощности.
Увели1 ние давления Ре в газовой или паровой полости бака, из которого
забирается жидкость. В реакторах ВВЭР-440 и ВВЭР-1000, где
яротммжавитационнйй подпор практически отсутствует, при пуске ГЦН идут
60
именно по этому пути, создавая подачей газа необходимое давление в
компенсаторе давления. В реакторах типа БН также поднимают давление в
газовой полости натрневых контуров с перегрузочных до рабочих значений.
Уменьшение расхода теплоносителя для снижения гидравлического
сопротивления трассы ДРМ. Способ используется в пусковых режимах на
реакторах РБМК, при пуске ГЦН 1-го контура реактора БН-350.
3.4.2.	Собственно пуск ГЦН (включение его в работу и увеличение
расхода до заданного)
Конкретный порядок включения ГЦН и технологические ограничения,
налагаемые как собственно иасосамн, так и циркуляционным контуром,
определяются особенностями конструкции и схемы н могут различаться в деталях
для реакторных установок разных типов. Этот порядок отражается в
эксплуатационных инструкциях.
Раздел фактически охватывает этапы 2 и 3 пуска насоса, поскольку в
большинстве отечественных реакторных установок не предусматривается
регулирование расхода теплоносителя, а установленные в контуре задвижки
являются запорными и не могут использоваться для регулирования. Исключение
составляют РУ РБМК и БН-600. Соответственно разработаны и режимы пуска
ГЦН.
Например, для РУ ВВЭР-440 предусмотрен последовательный пуск
необходимого числа ГЦН с интераалом между включениями насосов 5-10 минут.
61
Пуск их осуществляется прямым включением в сеть как на холодной, так и на
горячей воде. При этом сначала должны быть включены в любом порядке ГЦЬГы
трех петель, патрубки которых расположены под углом 120°(NN 1-3-5 или 2-4-6),
а затем уже насосы других петель (NN 2-4-6 или 1-3-5). Главные запорные
задвижки всех петель перед пуском первого ГЦН должны быть, как правило,
открыты. Соответственно допускается пуск насоса при обратном токе теплоно-
сителя в петле за счет работы других ГЦН. Возможна длительная работа одного,
двух, трех и так далее до всех шести насосов.
Технологические ограничения, касающиеся пуска насосов:
-	запрещается включение ГЦН, если давление в контуре превышает давление
насыщения прн реально существующей в этот момент температуре на величину
менее 1 МПа (защита от кавитации);
-	при температуре в 1-м контуре менее 190°С разрешается совместная работа
не более 5 ГЦН; это ограничение связано с допустимым перепадом давления на
реакторе;
-	запрещается работа ГЦН на закрытую задвижку более 3 минут (из-за
саморазогрева);
-	не рекомендуются режимы, при которых имеет место длительная работа
несимметрично расположенных ГЦН (из-за бокового усилия на внутрнкорпусные
конструкции);
- запрещается работа ГЦН без включенного электромагнита разгрузки при
давлении в контуре более 8 МПа.
Пуск ГЦН реакторной установки ВВЭР-1000 осуществляется аналогично
ВВЭР-440 прямым включением его в сеть как иа холодной, так и на горячей воде.
При этом положение задвижек (для блоков, где они есть) не регламентируется.
Допускается также пуск насоса при обратном токе теплоносителя в петле (при
работе других ГЦН). Возможна работа одного, двух, трех н всех четырех насосов,
хотя прн работе реактора на мощности количество включенных ГЦН должно быть
не менее 2-х.
Для пуска ГЦН РБМК-1000 его напорная и всасывающая задвижки
открываются полностью, а дроссельно-регулирующий клапан (ДРК) - на 10-15%.
После разворота насоса ДРК открываются оператором до установления расхода
6500-7000 м’/час, при котором на всасе насосов имеется достаточный
противокавитационный подпор. Затем в таком же порядке включаются в работу
следующие ГЦН поочередно в одной и в другой половине контура МПЦ. Перевод
насосов, включенных при холодном контуре, на расход 8000 м’/час производится
при достижении мощности реактора 15-20%.
В противоположность случаю ВВЭР-1000 ГЦН 1-го контура реактора БН-350
не могут работать по одному из-за возможности кавитации и перегрузки
двигателя. Поэтому порядок пуска их выбран таким: напорные задвижки на
выбранных .трех петлях тфиогкрываются на 2/3 хода, соответствующие ГЦН
включаются на полные обороты, а затем все три задвижки одновременно
62
открываются до конца. Включение следующих ГЦН (на 4-ой и 5-ой петлях)
производится прямым включением их в сеть при заранее открытых задвижках.
ГЦН 2 контура РУ БН-350 включаются прямым включением на полный
расход. Поскольку петли 2 контура в этой установке полностью незавнснмы, это
не вызывает каких-либо проблем.
Заметные особенности имеют ГЦН РУ БН-600, оснащенные двигателями С
регулируемым числом оборотов. При перегрузке 2 из 3-х ГЦН 1-го контура
работают на пониженном числе оборотов (около 1/4 от нормального). При пуске
блока на трех петлях вначале включается ГЦН третьей петли тоже на пониженные
обороты, а затем обороты всех трех насосов синхронно поднимаются оператором
до необходимого пускового значения (25 или 70% от номинальных в зависимости
от исходного состояния блока). На этих оборотах ГЦН работают в соответствии с
графиком пуска, а в дальнейшем обороты и, следовательно, расход
теплоносителя, увеличиваются до заданного, в пределе - номинального, значения.
Подробнее об этом будет говориться при описании режима пуска блока. При
пуске блока БН-600 на 2-х петлях исключается только режим включения третьего
насоса, во всем остальном режим полностью соответствует описанному.
Насосы 2-го контура БН-600 управляются аналогично.
63
ПРИЛОЖЕНИЕ
О МИНИМАЛЬНО-КОНТРОЛИРУЕМОМ УРОВНЕ МОЩНОСТИ
Выше, при изложении вопросов пуска реактора, термин "минимально-
контролируемый уровень" мощности не использовался, и это сделано сознательно.
В настоящее время он отсутствует в нормативных документах, хотя сохранился в
практике эксплуатации АЭС.
Термин "минимально-контролируемый уровень" (МКУ) существовал в
действовавших до 1989 г. "Правилах ядерной безопасности атомных
электростанций (ПБЯ-04-74)". По определению, даваемому в этих ПБЯ,
минимально-контролируемый уровень - это минимальный уровень мощности
реактора, достаточный для контроля за цепной реакцией с помощью штатной
аппаратуры СУЗ. Введение понятия МКУ тесно связано с тем, что ПБЯ-04-74
допускали т.н. “слепой" пуск реактора, т.е. пуск при отсутствии контроля за
изменением нейтронного потока в начальный период, при низком потоке.
Пункт 5.5 ПБЯ гласил:
"Если на начальном этапе пуска реактора чувствительность штатной
контрольно-измерительной аппаратуры СУЗ недостаточна для контроля
нейтронного потока, то скорость ввода положительной реактивности в этом
случае должна быть такой, чтобы мощность, соответствующая МКУ, достигалась
при периоде удвоения не менее 30 секунд."
Соответственно и в других пунктах ПБЯ-04-74 требования формулировались
с учетом этого обстоятельства. Например, контроль мощности реактора при пуске
требовалось осуществлять по трем независимым каналам измерения уровня
мощности и трем каналам измерения скорости изменения мощности, но лишь
начиная с МКУ.
Более подробно о Слепом пуске см. (5].
Улучшение аппаратуры СУЗ, повышение ее чувствительности позволили в
новой редакции ПБЯ (ПБЯ РУ АС-89) выдвинуть более жесткие требования к
аварийной защите и контролю нейтронного потока.
"2.3.2. Требования к аварийной защите
2.3.2.9.	Аппаратура аварийной защиты должна состоять, как минимум, из
двух независимых комплектов.
2.3.2.10.	Каждый комплект аппаратуры аварийной защиты должен быть
спроектирован таким образом, чтобы во всем диапазоне изменения плотности
нейтронного потока от 10Е-7 % до 120 % номинального обеспечивалась зашита
-	по уровню плотности нейтронного потока - не менее чем тремя
независимыми каналами;
-	по скорости нарастали плотности нейтронного потока - не менее чем тремя
независимыми каналами.
64
2.3.3. Требования к контролю и управлению нейтронным потоком и
реактивностью
2.3.3.1.	Для контроля нейтронного потока реактор должен быть оснащен
каналами контроля таким образом, чтобы во всем диапазоне изменения плотности
нейтронного потока в активной зоне от 10*т % до 120% номинального контроль
осуществлялся как минимум
-	тремя независимыми между собой каналами измерения уровня плотности
нейтронного потока с показывающими приборами; •
-	тремя независимыми между собой каналами измерения скорости изменения
плотности нейтронного потока."
В этих условиях, когда реактор контролируется, начиная с глубокой
подкритичности, применение термина "минимально-контролируемый уровень" в
его старом значении теряет какой-либо смысл. Поэтому в документации обычно
оговаривается, что подразумевается под МКУ в данном конкретном случае.
В эксплуатационной документации реакторов ВВЭР на разных станциях
дается различающаяся интерпретация смысла МКУ. Например, в [13]. написанной
на основе опыта эксплуатации Нововоронежской АЭС, в частности, ее 3-го и 4-го
блоков с реакторами ВВЭР-440, говорится:
"Исходя из опыта работы ВВЭР услчгню примято за МКУ значение
нейтронного потока в активной зоне реактора, при котором показания самого
нечувствительного ("грубого") штатного прибора контроля этой величины
находятся во второй трети шкалы."
В эксплуатационной документации реакторов ВВЭР в зависимости от
принятой интерпретации под МКУ подразумевается уровень мощности примерно
от 10"4 до КГ6 % от номинальной.
В регламенте РБМК при описании процесса пуска реактора говорится, что за
МКУ принимается "такой минимальный уровень мощности, когда возможий
Рйбцдьнш удбота автоматическою роулнтой но не выше ... 5% от
номинальной" (!) Обычно автоматический регулятор малой мощности может быть
включен прн 0,3 % от номинальной.
65
ЛИТЕРАТУРА
1.	Аминов Р.З. и др. АЭС с ВВЭР: режимы, характеристики, эффективность. - М.:
Энергоатомиэдат, 1990.
2.	Аркадьев Б.А. Режимы работы турбоустановок АЭС. - М.: Энергоатомиэдат,
1986.
3.	Баклушин Р.П. Стационарные режимы нормальной эксплуатации АЭС. •
Обнинск, ИАТЭ, 1989.
4.	Будов В.М. Насосы АЭС. - М.: Энергоатомиэдат, 1986.
S.	Владимиров В.И. Практические задачи по эксплуатации ядерных реакторов. *
М.: Энергоатомиэдат, 1986.
6.	Воронин Л.М. Особенности эксплуатации и ремонта АЭС. - М.: Атомиздат,
1981.
7.	Гиршфелъд В.Я. Режимы работы и эксплуатация ТЭС. - М : Энергия, 1980.
8.	Дементьев Б.А. Ядерные энергетические реакторы. - М.: Энергоатомиэдат,
1985.
9.	Доллежаль Н.А., Емельянов И.Я. Канальный энергетический реактор. - М.:
Атомиздат, 1978.
10.	Иванов В.А. Эксплуатация АЭС. - СПб.: Энергоатомиэдат, 1994.
И. Капелович Б.Э. Эксплуатация паротурбинных установок. - М.:
Энергоатомиэдат, 1985.
12.	Косяк Ю.Ф. и др. Эксплуатация турбин АЭС. - М: Энергоатомиэдат, 1983.
13.	Крупенников В.П. Эксплуатационные вопросы физики реакторов ВВЭР. - М.:
Энергоатомиэдат, 1986.
14.	Марцинковскнй В.А., Ворона П.Н. Насосы атомных электростанций. - М.:
Энергоатомиэдат, 1987.
15.	Митенков Ф.М. * и др. Главные циркуляционные насосы АЭС. - М.:
Энергоатомиэдат, 1989.
16.	Общие положения по обеспечению безопасности атомных станций при
проектировании, сооружении и эксплуатации (ОПБ-88). - М.: Энергоатомиэдат,
1990.
17.	Овчинников Ф.Я., Семенов В.В. Эксплуатационные режимы ВВЭР. - М.:
Энергоатомиэдат, 1988.
18.	Пособие по изучению "Правил технической эксплуатации" (3 тома). - М:
Энергия, 1979-80 гг.
19.	Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. - М.:
Энергия, 197’.
20.	Правила ядерной безопасности атомных электростанций (ЛЕЯ РУ АС-89). -
М.: Атомиздат, 1990.
2). Робожев-А.В. Насосы для атомных электрических станций. - М.: Энергия,
1979.
66
22.	Саркисов А.А., Пучков В.Н. Физика переходных процессов в ядерных
реакторах. - М: Энергоагомиздат, 1983.
23.	Сидоренко В.А. Вопросы безопасности реакторов ВВЭР. - М.: Атомиздат,
1977.
24.	Трухннй А.Д. Стационарные паровые турбины. - М.: Энергоатомиэдат, 1990.
25.	Черкасский В.М. Насосы, вентиляторы, компрессоры. - М.: Энергоатомиэдат,
1984.
26.	Шальман М П., Плютинскнй В.И. Контроль и управление на атомных
электростанциях. - М.: Энергия, 1979.