МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ОБНИНСКИЙ ИНСТИТУТ АТОМНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ
ФИЗИКО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ
Р.П.БАКЛУШИН
ПЕРЕХОДНЫЕ РЕЖИМЫ
НОРМАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ АЭС
Учебное пособие по курсу
"ЭКСПЛУАТАЦИЯ АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ"
Часть 2
Энергоблоки с реакторами ВВЭР
Обнинск 2000
Баклушин Р.П. Переходные режимы нормальной эксплуатации АЭС.
Учебное пособие по курсу "Эксплуатация атомных электростанций".
Часть 2. Энергоблоки с реакторами ВВЭР - Обнинск, ИАТЭ, 2000 - 76 с.
В пособии излагается порядок пуска энергоблока с реактором типа
ВВЭР-1000 из различных исходных состояний, а также общие подходы к
другим переходным режимам (процессы останова, подключения и
отключения петель прн работающем реакторе) и реализация всех этих
режимов применительно к блоку ВВЭР-1000. Описаны также особенности
и отличия переходных режимов блоков ВВЭР-440.
Пособие предназначено для студентов 5 курса специальности 101000.
Рецензенты: к.т.н., И.Ю.Иваненко
д.т.н., Ю.С.Юрьев
© Р.П.Баклушин, 2000 г.
© Обнинский институт атомной энергетики, 2000 г.
ОГЛАВЛ ЕНИЕ
Используемые сокращения....................................... 4
Введение.......................................................5
Глава 1. Общие вопросы переходных режимов......................7
1.1. Проблемы надежности работы твэлов........................ 7
1.2. О пуске энергоблока..................................... 15
Глава 2. Пуск энергоблоков типа ВВЭР-1000.....................21
2.1	Исходные и конечные состояния.............................21
2.2.	Пуск после перегрузки....................................23
2.3.	Пуск из других исходных состояний........................40
Глава 3. Нормальный останов блока и другие переходные
режимы........................................................46
3.1.	Понятие о нормальном останове............................46
3.2.	Плановый останов блока ВВЭР-1000........................ 47
3.3.	Другие переходные режимы................................ 52
Глава 4. Некоторые особенности переходных режимов блоков
ВВЭР-440......................................................56
4.1. Пуск энергоблока ВВЭР-440 .............................. 56
4.2. Останов блока ВВЭР-440.................................. 58
Приложение 1. Состояние систем и оборудования перед пуском
энергоблока...................................................59
Приложение 2. Промежуточный контур............................70
Литература....................................................75
ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ СОКРАЩЕНИЯ
АВР АКНП АРМ БВ БЗТ БРУ-К	-	автоматика включения резерва -	аппаратура контроля нейтронного потока -	автоматический регулятор мощности -	бассейн выдержки -	блок защитных труб -	быстродействующее редукционное устройство для сброса пара в конденсатор турбины
БРУ-СН ВБ ВРК ГЕ ГЦН ИПУ ОР СУЗ пвд пг РУ САОЗ САПР его скп сн СУЗ тпн тг	-	БРУ собственных нужд -	верхний блок -	внутриреакторный контроль -	гидроемкость системы САОЗ -	главный циркуляционный насос -	импульсно-предохранительное устройство -	орган регулирования СУЗ -	подогреватель высокого давления -	парогенератор -	реакторная установка -	система аварийного охлаждения (активной) зоны -	система аварийного и планового расхолаживания -	спецгазоочистка -	система контроля (нейтронного потока во время) перегрузки -	собственные нужды -	система управления и защиты -	турбопитательный насос -	турбогенератор
4
ВВЕДЕНИЕ
В первой части пособия были рассмотрены общие вопросы переходных
режимов и порядок пуска отдельных важных видов оборудования. В данной
- второй - части пособия с учетом уже описанного излагается порядок пус-
ка энергоблока с реактором типа ВВЭР-1000 из различных исходных со-
стояний, общие подходы к другим переходным режимам (процессы остано-
ва, подключения и отключения петель при работающем реакторе и т.п.),
реализация этих режимов применительно к блоку ВВЭР-1000, а также опи-
саны особенности и отличия переходных режимов блоков ВВЭР-440.
Однако за 4 года, прошедшие после написания первой части пособия,
взгляд автора на объем и порядок изложения вопросов, связанных с пере-
ходными режимами нормальной эксплуатации энергоблоков АЭС, несколь-
ко изменился. Поэтому начинается эта часть пособия с небольших дополне-
ний к первой части.
Энергоблок современной АЭС - это сложный комплекс систем и обору-
дования, каждый элемент которого в большей или меньшей степени влияет
на возможности блока как единого целого, особенно на переходные режи-
мы. Поэтому необходимо точно знать назначение и особенности каждой
единицы оборудования и каждой из технологических систем, их возможно-
сти, требования к ним и ограничения, связанные с ними, и знать это приме-
нительно к каждому конкретному эксплуатационному режиму, в котором
они используются. Именно поэтому при изучении курса «Эксплуатация
АЭС» важны знания, полученные студентами при изучении других курсов.
Без них трудно понять логику построения алгоритмов переходных режимов,
причины выбора тех или иных решений.
Приведем лишь один пример. В реакторных установках типа ВВЭР сей-
час используются компенсаторы давления с паровой подушкой. Необходи-
мое давление в них при работе блока на мощности создается и поддержива-
ется комплектом электронагревателей. Но в пусковых режимах компенса-
тор работает с газовой (азотной) подушкой, т.е. для создания и поддержания
давления используются совершенно другие средства. Соответственно необ-
ходимо четкое понимание того, для каких целей создается газовая подушка,
какое необходимо давление в ней и чем эта величина определяется, как она
поддерживается. Эти вопросы рассматриваются в курсах «Атомные стан-
ции», «Насосы АЭС», а в курсе «Эксплуатация АЭС» должно объясняться, в
какой момент создается эта газовая подушка, как и когда она заменяется на
паровую и другие подобные вопросы.
Конечно, если говорить про этот конкретный пример, на лекции по экс-
плуатации можно пояснить (и, к сожалению, приходится пояснять), зачем и
5
какое создается давление азота, но аналогичных и более сложных вопросов
из предыдущих курсов слишком много, чтобы можно было пояснить их все.
Это в полной мере относится и к настоящему пособию, тем более, что зара-
нее предвидеть, где у студента пробел в знаниях, невозможно.
Исходя из сказанного, автор настоятельно рекомендует перед изучением
настоящего пособия освежить в памяти конструкции оборудования и схемы
основных и вспомогательных систем энергоблока с реактором ВВЭР-1000,
используя специальную литературу, соответствующие лекции и учебники.
6
ГЛАВА I. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ПЕРЕХОДНЫХ РЕЖИМОВ
Настоящая глава фактически является дополнением к главам I и 2 пер-
вой части пособия.
1.1.	ПРОБЛЕМЫ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ ТВЭЛОВ
В первой части пособия были рассмотрены две проблемы, влияющие на
переходные режимы блоков АЭС, на их регламентацию и вносящие опреде-
ленные ограничения на их проведение. Ниже остановимся еще на одной
проблеме - влияние этих режимов на надежность работы тепловыделяющих
элементов активной зоны реактора - и соответственно на тех ограничениях
и требованиях к переходным режимам, которые из этого влияния вытекают.
Суть проблемы. Важность обеспечения надежности работы твэлов и, в
первую очередь, герметичности их оболочек, как известно, связана с тем,
что именно в твэлах сосредоточены радиоактивные продукты деления. Це-
лостность топливной матрицы (первого физического барьера на пути выхо-
да радиоактивности во внешнюю среду) и гарантированная герметичность
оболочек (второго барьера) предотвращают выход радиоактивных осколков
из твэлов и обеспечивают радиационную безопасность АЭС. Значение обес-
печения надежности работы твэлов в переходных режимах в настоящее
время возрастает в связи с необходимостью привлечения АЭС к регулиро-
ванию мощности энергосистемы (режим следования за нагрузкой), что при-
ведет к значительному росту числа переходных режимов.
По-видимому, наиболее серьезной из причин, вызывающих упомянутые
выше ограничения на переходные режимы и лимитирующих работоспособ-
ность твэлов в процессе эксплуатации реакторной установки (РУ) в случае
их несоблюдения, является возникающее при этих режимах термомеханиче-
ское взаимодействие топливного сердечника с оболочкой.
Ниже эта проблема будет рассматриваться применительно к твэлам, в
которых используется топливо в форме диоксида урана (такие твэлы ис-
пользуются практически во всех реакторах отечественных АЭС - с ВВЭР,
РБМК, БН), и, для большей конкретности, применительно к твэлам реакто-
ров ВВЭР, хотя проблема существует и решается аналогично также для дру-
гих типов РУ.
Условия работы твэлов ВВЭР. Тепловыделяющие элементы реакторов
ВВЭР эксплуатируются в достаточно жестких условиях: высокие темпера-
туры и давления, большие тепловые и нейтронные потоки, высокие гради-
7
енты температур. И именно в этих условиях они на продолжении всей кам-
пании должны обеспечивать сохранение геометрической формы, механиче-
ской прочности, герметичности оболочки и т.д. или, говоря более общими
словами, твэлы должны сохранять надежность и работоспособность.
Рассмотрим в качестве примера твэлы, разработанные для реактора
ВВЭР-1000. Они имеют оболочку 9,1x0,65 мм из циркония, легированного
ниобием (1%). В оболочке с радиальным зазором около 0,2 мм размещены
таблетки из спеченного диоксида обогащенного урана с плотностью более
10,2 г/см3. Свободный объем в твэле выбран так, чтобы давление газа под
оболочкой (14 МПа) в течение всего периода работы не превышало давле-
ния теплоносителя (16 МПа).
При работ? на номинальной мощности режим твэлов реактора ВВЭР-
1000 характеризуется следующими показателями:
тепловыделение:,
среднее	176 Вт/см,
максимальное	более 500 Вт/см,
максимальная температура оболочки:
на наружной стороне	350°С,
на внутренней стороне	410°С,
максимальная температура топлива:
на поверхности топливной таблетки	1270рС,
в центре	2700°С.
При частичных уровнях мощности как тепловыделение, так и температу-
ры в твэле изменяются пропорционально мощности реактора.
Хотя оболочки твэлов ВВЭР изготовлены из циркониевого сплава, со-
храняющего высокую пластичность даже после набора значительного флю-
енса нейтронов, они весьма чувствительны к переходным режимам. Эта
чувствительность обусловлена склонностью сплава к хрупкому коррозион-
ному разрушению при наличии растягивающего напряжения и химически
агрессивной среды.
Растягивающее напряжение в оболочках возникает в результате взаимо-
действия топлива и оболочки при распухании первого, а при переходных
режимах в условиях подъема мощности выше «освоенного» уровня
(см. ниже) оно может резко возрасти в результате быстрого изменения тем-
пературных полей.
Агрессивная среда создается за счет выхода под оболочку осколочных
продуктов деления, таких как йод, цезий, кадмий, теллур.
Работоспособность твэлов в переходных режимах определяется, во-
первых, параметрами процесса (максимальная величина мощности, направ-
ление и скорость ее изменения, абсолютная величина изменения, продолжи-
8
тельность работы на предыдущем уровне мощности и т.п.) и, во-вторых,
состоянием твэлов, т.е. их конструктивно-технологическими характеристи-
ками и предысторией эксплуатации (радиальный и осевой зазоры, наличие
дефектов оболочки, достигнутое выгорание, число циклов нагружения обо-
лочки и т.д.).
Процессы, влияющие на работоспособность твэлов. В процессе рабо-
ты любого реактора в твэлах идут процессы, влияющие на их состояние и
работоспособность. Эти процессы приходится учитывать при проектирова-
нии твэлов и разработке эксплуатационных режимов энергоблоков. Число
разных факторов, влияющих на работоспособность твэлов, достаточно ве-
лико. К учитываемым процессам и явлениям относятся
для циркониевых оболочек - вязкоупругопластическая деформация,
анизотропия пластических свойств, термические напряжения, измене-
ние механических свойств под действием облучения, накопление корро-
зионных повреждений при наличии растягивающего напряжения;
для топливного сердечника - вязкоупругопластическая деформация,
перестройка структуры, распухание, трещинообразование, изменение
механических свойств под действием облучения.
Кроме того, на эти процессы влияет нестационарность температурного
поля.
Распухание топлива. В первую очередь,необходимо отметить деление
ядер горючего и соответственно накопление в топливе осколков деления с
большим объемом, чем объем исходного материала. Вследствие этого про-
исходит распухание делящегося материала и увеличение его объема. Для
диоксида урана это увеличение составляет примерно 3% на каждый про-
цент разделившихся ядер. Распухание делящегося материала после дости-
жения контакта топлива с оболочкой приводит к возникновению растяги-
вающих напряжений в последней, что при определенных накоплениях ос-
колков, соответственно росте объема и напряжений, может приводить к де-
формации и разрыву оболочки.
При наличии зазора топливный стержень и оболочка под действием об-
лучения, среды и температуры изменяются независимо друг от друга. Когда
же топливо и оболочка находятся в тесном контакте, сказывается взаимное
влияние. Если оболочка прочная, она может сжать топливо и уменьшить или
вообще подавить распухание. При этом осколки деления заполняют поры,
существовавшие в топливе. Эти явления особенно четко прослеживаются
при температуре топлива выше половины температуры плавления его.
Следует иметь в виду, что в рабочем диапазоне температур температур-
ный коэффициент объемного расширения циркониевой оболочки в 1,5-
2 раза ниже, чем аналогичный коэффициент диоксида урана. Это ведет к
9
уменьшению зазора при подъеме мощности реактора и, наоборот, к возник-
новению или росту его при снижении мощности или остановке реактора.
Когда радиальный зазор между топливом и оболочкой исчезнет, топливо
начнет давить на оболочку, вызывая растягивающие напряжения как по об-
разующей, так и по оси твэла. Для наиболее типичных переходных режимов
АЭС с ВВЭР-1000 величина растягивающего напряжения составляет 50-100
МПа, но время воздействия такого напряжения невелико. Оно определяется
процессом релаксации за счет ползучести топлива и составляет ~9-12 часов.
Тем не менее, напряжения могут достичь значительных величин и привести
к разрушению оболочек.
Массоперенос. Под действием нейтронного облучения и радиально на-
правленного теплового потока в сердечнике твэла происходит перестройка
его структуры. Макро- и микроструктурные изменения, происходящие в
диоксиде урана, зависят от режима облучения - флюенса нейтронов, выго-
рания, температурного уровня, температурного градиента по радиусу таб-
летки горючего, времени облучения и т.д. Под действием этих факторов
может происходить рекристаллизация диоксида урана, полное или частич-
ное плавление, перенос массы в радиальном или осевом направлении. В ча-
стности, при высоких градиентах температуры (а в твэлах ВВЭР-1000 они
достигают 300-350°С/мм) в компактной спеченной таблетке из диоксида
урана возникают радиальные трещины.
С другой стороны, при таких градиентах температуры и при высоких ли-
нейных тепловых нагрузках твэла - более 350 Вт/см - (т.е. при температу-
рах топлива выше 1700°С) в твэле происходит массоперенос диоксида урана
в более холодные зоны в радиальном направлении (вдоль трещин) по меха-
низму «испарение-конденсация». В результате массопереноса «залечивает-
ся» часть образовавшихся трещин и уменьшается или вообще исчезает ра-
диальный зазор между оболочкой и топливным стержнем. Поэтому исход-
ный зазор между ними может исчезнуть еще до контакта из-за распухания
стержня, вызванного накоплением осколков деления. Характерное время
этого процесса, обычно указываемое в литературе, составляет около 30 су-
ток.
Влияние газов и летучих продуктов деления. На надежность твэлов
влияют газообразные и летучие продукты деления. С одной стороны, выход
их в газовые зазоры повышает давление под оболочкой, что создает опас-
ность ее разрушения. Необходимо помнить также о термическом сопротив-
лении зазора между топливом и оболочкой. Выход осколков деления значи-
тельно ухудшает теплопроводность газовой прослойки, заполняемой при
изготовлении твэлов гелием, из-за накопления в ней слабо проводящих теп-
ло газов - ксенона и криптона. Это, в свою очередь, ведет к дальнейше-
10
му повышению температуры топлива. Доля газовых осколков, выходящих
из топлива, резко возрастает с ростом температуры. Она составляет едини-
цы процентов при температурах до 1500-1600°С и более 60% (по другим
источникам - до 100%) при температуре плавления. Выход осколков увели-
чивается также с ростом выгорания топлива.
С другой стороны, за счет выхода таких осколочных продуктов деления
как йод, цезий, кадмий, теллур под оболочой создается агрессивная среда.
Определяющую роль среди них играет свободный йод, вторым по значимо-
сти является кадмий. Йод мигрирует к оболочке в паровой фазе в виде йо-
дида цезия Csl (температуры плавления 621 °C и кипения 1280°С). Свобод-
ный йод из термодинамически устойчивого в обычных условиях Csl образу-
ется в результате у-радиолиза этого соединения и химических реакций с
участием кислорода. Затем он накапливается в дефектах оболочки, напри-
мер, в вершинах трещин. Скорость радиационно-термического разложения
Csl возрастает с ростом давления гелия под оболочкой и с ростом темпера-
туры, т.е. она увеличивается при подъеме мощности реактора.
Поскольку концентрация указанных агрессивных продуктов деления в
твэле со временем увеличивается, то коррозионное растрескивание мате-
риала оболочки более вероятно при высоких выгораниях топлива.
Режимы работы твэлов. С точки зрения обеспечения работоспособно-
сти твэлов, все переходные режимы РУ можно разделить на три основных
вида:
скачок мощности, когда повышение мощности следует за длительным
периодом эксплуатации РУ на пониженном уровне мощности и осуще-
ствляется со скоростью, намного превышающей скорость релаксации
напряжений в топливном сердечнике за счет ползучести диоксида ура-
на;
восстановление мощности после кратковременной работы (меньшей
времени «приработки») на пониженном уровне или после остановки ре-
актора;
циклические изменения мощности, характеризующиеся изменением
последней в примерно одних и тех же пределах с небольшим по време-
ни (меньшим времени «приработки») и одинаковым периодом.
В приведенной градации режимов используется понятие «приработки»,
тесно связанное с понятием «освоенной» мощности, как раз и характери-
зующейся «приработкой» топливного сердечника и оболочки. Суть «прира-
ботки» заключается в том, что при продолжительной работе реактора (при-
мерно 30 суток и более) на пониженном уровне мощности зазор между топ-
ливным сердечником и оболочкой и трещины в топливе, т.е. те элементы,
которые могут частично аккомодировать термическое расширение при уве-
личении температуры (мощности), успевают закрыться в результате процес-
сов, протекающих при эксплуатации: распухания топлива, заполнения зазо-
ра и трещин диоксидом урана и легколетучими продуктами деления, осажи-
вания оболочки под воздействием перепада давлений. Для получения «ос-
военной» мощности время работы реактора на пониженном уровне мощно-
сти должно быть больше или равно времени «приработки».
Очень существенно, что все описанные выше процессы в твэле, в том
числе массоперенос и ползучесть топлива, резко зависят от его температуры
(мощности реактора). Поэтому «приработка» достаточно четко проявляется
только при уровнях мощности, превышающих некоторый предел. При сни-
жении мощности реактора, работавшего, предположим, на полной мощно-
сти ниже этого предела, приработки практически не происходит, образую-
щийся при понижении уровня температур зазор между Топливным стержнем
и оболочкой сохраняется, а при последующем повышении мощности рас-
ширение топлива происходит в пределах этого зазора, не нагружая оболоч-
ку. Наоборот, если мощность реактора после снижения оказывается выше
этого предела, зазор между топливным стержнем и оболочкой со временем
«зарастет», а при последующем подъеме мощности топливо, расширяясь,
будет разрывать оболочку. Для того, чтобы ограничить напряжения, резко
снижают скорость увеличения мощности выше «освоенной».
В качестве иллюстрации к этим положениям приведу некоторые данные
американских исследований. Для твэлов реакторов PWR, имеющих выго-
рание немного более 10000 МВтсут/т U, допустимая скорость подъема
нагрузки твэлов до 300 Вт/см, не вызывающая разрушения твэла, составляет
100 Вт/см за минуту. Дальнейший подъем с той же скоростью до 590 Вт/см
приводил к разрушению оболочек. Разрушения можно было избежать, если
.повышать мощность ступенчато: от 300 до 500 Вт/см со скоростью
100 Вт/см за минуту, а от 500 до 590 Вт/см - 0,2-0,5 Вт/см за минуту. Такие
же твэлы с выгоранием 25000 МВт сут/т U сохраняли целостность оболочки
при подъеме мощности со скоростью 100 Вт/см за минуту от 300 только до
420 Вт/см и дальнейшем подъеме до 500 Вт/см со скоростью 0,1-5 Вт/см за
минуту.
Важно понимать, что в случае переходных режимов роль может играть
не только общий подъем мощности реактора, но и локальный рост энерго-
выделения в какой-то части активной зоны, например, из-за ксеноновых
колебаний.
Указанные выше предел мощности реактора и время «приработки» уста-
навливаются (с определенными запасами, разумеется) при проектировании
твэлов и обязательно отражаются в эксплуатационной документации. Ско-
рости изменения мощности блока при подъеме ее выше «освоенного» уров-
12
ня резко ограничиваются (применительно к реактору ВВЭР-1000 см. раздел
3.3).
Оценка эксплуатационных режимов твэлов. Наиболее жесткими ре-
жимами для твэлов из перечисленных выше являются режимы, в которых
реализуются скачки мощности. Если не принять специальных мер, то обо-
лочки могут разрушаться даже после единичного события. К таким режи-
мам относятся восстановление мощности реактора после длительной работы
на пониженном уровне, подключение петли, наброс электрической нагруз-
ки.
Как ясно из изложенного выше, наиболее неблагоприятным с точки зре-
ния надежности твэлов является быстрый подъем мощности после сравни-
тельно долгой работы на постоянном уровне. Во-первых, в топливе успевает
накопиться значительное количество агрессивных продуктов деления. При
подъеме мощности изменение плотности потока нейтронов вызывает соот-
ветствующее изменение полей энерговыделения в твэлах, особенно в ради-
альном направлении. При этом изменение температуры в центре таблеток
может измеряться сотнями градусов, а на их поверхности только десятками.
Большие радиальные градиенты температуры приводят к растрескиванию
таблеток, а через вновь образовавшиеся трещины газообразные продукты
деления выходят к оболочке. Во-вторых, в условиях полностью выбранного
радиального зазора такой подъем может вызвать недопустимые напряжения
и повредить оболочку. Причем абсолютный уровень мощности на величину
напряжения влияет сравнительно слабо, но эта величина прямо зависит от
скорости и значения прироста мощности. На эти параметры и накладывают-
ся ограничения в эксплуатационном регламенте.
Опасность режима другого типа можно проиллюстрировать на примере
подключения одной петли РУ ВВЭР-1000 к трем работающим. Как показали
расчетные оценки, если не принять специальных мер, то на третьем году
работы твэлов даже однократная реализация этого режима приведет к их
разрушению (рис. 1.1). Дело в том, что в этом режиме после включения ГЦН
в сектор активной зоны, относящийся к данной петле, поступает относи-
тельно холодная вода, вызывая всплеск реактивности с соответствующим
кратковременным (~20 с) повышением энерговыделения. Это приводит к
возникновению растягивающих напряжений в оболочке. Чтобы ограничить
их величину и исключить повреждение оболочек, в регламенте предусмат-
ривается понижение мощности до 30% от номинальной. Из рис. 1.1 видно,
что в этом случае оболочка сохраняет свою целостность с небольшим нако-
плением повреждений.
Внимания заслуживает также рассмотрение режимов работы твэлов при
возникновении ксеноновых колебаний. Они возбуждаются при разгрузке
13
реактора на несколько часов, т.к. вследствие перемещения органов регули-
рования изменяется высотное распределение энерговыделения. Проблема,
связанная с этим явлением, состоит в том, что диапазон изменения локаль-
ных нагрузок может быть больше диапазона изменения мощности всей ре-
акторной установки. После восстановления номинальной мощности при
неконтролируемых ксеноновых колебаниях локальные нагрузки могут зна-
чительно превышать стационарный уровень. Причем по скорости нараста-
ния локальной нагрузки этот процесс относится к скачкам мощности.
время, с
Рис. 1.1. Окружное напряжение в оболочке твэла при подключении петлн с
30-/ и 40% Рном—2'; 3 - разрушение
При ксеноновых колебаниях попеременно увеличивается мощность то в
верхней, то в нижней половине активной зоны. Для подавления эффекта и
управления распределением энерговыделения используются органы регули-
рования как с полной, так и с частичной длиной поглотителя. Цель управле-
ния - добиться минимального отклонения аксиального офсета (отношения
разности мощностей нижней и верхней половин активной зоны к их сумме)
от стационарного значения. Анализ этого процесса особенно применительно
к АЭС, работающим в регулирующем режиме, показал, что при выборе ал-
горитма подавления ксеноновых колебаний необходимо учитывать не толь-
ко требования безопасности реактора, но и требования обеспечения надеж-
ности работы твэлов. Это осложняет проблему управления реактором, за-
ставляет отказаться от использования традиционных алгоритмов. Однако
подробное рассмотрение проблемы выходит далеко за рамки курса.
Что касается режимов циклического изменения или восстановления
мощности, то любые ее изменения ниже подготовленного уровня не оказы-
вают существенного влияния ни на взаимодействие системы «топливо-
14
оболочка», ни на выход газообразных продуктов деления. Всплеск же уров-
ня мощности выше подготовленного относится к скачкам.
Перспективы. В заключение укажем, что для смягчения проблемы
влияния переходных режимов на надежность и работоспособность твэлов,
для увеличения допустимого выгорания топлива прорабатываются и час-
тично уже внедрены в конструкцию твэлов перспективные технические ре-
шения, в частности использование таблеток с увеличенным диаметром цен-
трального отверстия, использование для оболочек биметаллических труб,
применение топлива с повышенными характеристиками ползучести и пла-
стичности, а также новые способы и алгоритмы регулирования активной
зоны, ограничивающих отклонение поля энерговыделения от стационарной
формы.
1.2.	О ПУСКЕ ЭНЕРГОБЛОКА
Как уже говорилось в гл.2 первой части пособия, пуск энергоблока есть
процесс, в котором по заранее разработанному и проверенному алгоритму
выполняются технологически и логически связанные операции, в результате
которых блок из остановленного состояния переводится в режим работы на
заданной мощности с выдачей в энергосистему электроэнергии. Пуск связан
с нагружением всех элементов установки, является сложным и
потенциально опасным режимом.
Ниже мы остановимся на двух вопросах, не рассматривавшихся ранее:
- обеспечение безопасности пуска;
- определение критериев возможности перехода от одного этапа к другому.
1.2.1.	Безопасность при пуске блока
Поскольку пуск энергоблока является одним из самых потенциально
опасных режимов нормальной эксплуатации, обеспечению его безопасности
в технологическом регламенте эксплуатации и эксплуатационных инструк-
циях по отдельным системам уделяется большое внимание. Основные меры
по обеспечению безопасности сводятся к следующему.
Процесс пуска энергоблока разбит на отдельные операции, шаги, этапы,
выполнение каждого из которых контролируется. Установлена четкая по-
следовательность технологических операций в процессе пуска.
Определены меры организационного плана, гарантирующие завершен-
ность ремонтных работ, - личные записи руководителей цехов о завершении
ремонта и готовности подведомственного оборудования к пуску блока и
работе его на мощности. Оперативным персоналом независимо от этого
15
проверяется по месту фактическое состояние систем, оборудования и рабо-
чих помещений.
Для всех ответственных операций определены значения технологических
параметров и условия, при достижении и/или выполнении которых можно
начинать и проводить соответствующую операцию. Например, состояние
1 контура, при котором можно включать в работу ГЦН; допустимое количе-
ство включаемых насосов в зависимости от температуры контура; значения
технологических параметров; количество включенного основного оборудо-
вания; необходимая степень готовности систем безопасности и другие усло-
вия, при которых разрешается начинать вывод реактора из подкритического
состояния; скорости разогрева и т.д..
Предусмотрено присутствие вышестоящих руководителей как более
опытных при проведении наиболее сложных и потенциально опасных опе-
раций. Например, вывод реактора в критическое состояние после перегруз-
ки производится обязательно в присутствии главного инженера станции или
его заместителя.
Установлена персональная ответственность за выполнение конкретных
операций или проверок. Например, за проверку технологических помеще-
ний перед их закрытием (отсутствие в них людей, горючих или взрывоопас-
ных предметов (газовых баллонов)) отвечает лично начальник смены блока
(на некоторых станциях - начальник смены реакторного цеха). О проверке
делается обязательная запись в оперативном журнале.
Такой набор организационно-технических мер (он, конечно, не исчерпы-
вающий) сложился в процессе эксплуатации атомных станций разных типов
и, как показала практика, себя полностью оправдывает.
1.2.2.	Этапы процесса пуска энергоблока
Повторим, что пуск любого энергоблока может быть условно разделен
на шесть этапов, одинаковых по целям и главному направлению работ, но
имеющих разный реальный набор операций, их последовательность и осо-
бенности. Этот набор операций безусловно зависит от многих факторов.
Первым и самым очевидным среди них является тип блока.
Другим фактором является состояние блока перед пуском. Например,
для блока с реактором типа ВВЭР исходным состоянием может быть пере-
грузочное, холодный останов, полугорячий и горячий остановы. Естествен-
но, что пуск из горячего состояния не требует предварительного разогрева
установки и, таким образом, часть операций, необходимых при пуске хо-
лодного блока, может быть исключена из набора работ на соответствующих
этапах (при рассмотрении пусковых операций на конкретных типах блоков
это будет показано).
16
Еще одним важным фактором являются конкретные особенности систем
и оборудования блока, конкретные проектные решения по режимам экс-
плуатации. Эти решения для отечественных энергоблоков меняются суще-
ственно не только при переходе к следующему типоразмеру (от ВВЭР-440 к
ВВЭР-1000), но и внутри одного типа, например, реакторные установки
(РУ) ВВЭР-440 на Нововоронежской АЭС (НВАЭС) (проект В-179) отли-
чаются от РУ первых двух блоков Кольской АЭС (проект В-230), а те, в
свою очередь, от РУ 3-го и 4-го блоков той же станции (проект В-213).
Наконец, существенным фактором является накопление опыта как нор-
мальной эксплуатации, так и режимов, связанных с различными наруше-
ниями ее, на основе чего режимы могут пересматриваться, совершенство-
ваться. Результатом этого может быть, например, пересмотр объема прове-
рок и испытаний, частичное изменение порядка операций или ограничений
и т.п.
При разработке алгоритма пуска энергоблока и, в частности, при выра-
ботке критериев окончания одного этапа и возможности перехода к сле-
дующему приходится учитывать многие факторы, связанные с особенно-
стями физики активной зоны, эффективностью СУЗ, свойствами конструк-
ционных материалов, прочностными и гидравлическими характеристиками
оборудования, особенностями технологических систем и т.д. Необходимо
также учитывать внешние требования к установке, связанные с ее назначе-
нием, например, требования по маневренности.
Рассмотрим в качестве примера, как совокупность этих факторов влияет
на то, в какой момент с точки зрения готовности технологической схемы и
достигнутых параметров реактор типа ВВЭР разрешается выводить из под-
критического состояния (для краткости - «пускать реактор»).
Первое возможное ограничение связано с используемыми конструкци-
онными материалами. Так как при остановках для ремонта или перегрузки
реактор и/или 1 контур вскрываются, то, естественно, после герметизации
контура необходима проверка его плотности, а в необходимых случаях и
прочности, исключающая появление течей при подъеме давления и темпе-
ратуры в процессе вывода блока на мощность или при работе блока. Оче-
видно, что такая проверка должна производиться, во-первых, на возможно
более ранней стадии, чтобы исключить или уменьшить затраты времени в
случае неуспешных результатов испытаний и необходимости сброса давле-
ния и снижения температуры; во-вторых, она должна выполняться до пуска
реактора.
Для корпусов энергетических реакторов ВВЭР используется высоко-
прочная хромомолибденованадиевая сталь 15Х2МФА, критическая темпе-
ратура хрупкости которой (или температура хладноломкости) выше, чем
температура, при которой производится перегрузка реактора (50-70°С). К
тому же в процессе эксплуатации реактора из-за радиационного охрупчива-
ния металла корпуса температура хладноломкости несколько повышается
(рис.1.2.). Поэтому при температуре 50-70°С давление в I контуре может
быть поднято только до 3,4 МПа (35 кг/см2), а проверка на плотность (проч-
ность) может быть выполнена только при достижении температуры выше
предела хладноломкости, т.е. 90-120°С.
О 4	8	12 16 20 2k 28
Продолжительность эксплуатации,
годы
Рис. 1.2. График минимальной допустимой температуры теплоносителя при
давлении в 1 контуре выше 3,4 МПа: / - минимальная допустимая темпера-
тура теплоносителя; 2 - критическая температура хрупкости металла
корпуса реактора
Но с точки зрения общепромышленной безопасности, проверка не долж-
на проводиться и при высоких температурах (соответственно для воды -
давлениях). Поэтому верхний предел температуры испытаний ограничен в
регламенте величиной 130°С. Таким образом, температурный диапазон для
испытаний достаточно узок и четко определен. Пуск реактора, как уже го-
ворилось, производится после опрессовки.
Там, где готовность к пуску и набору мощности должна быть макси-
мальной, например, на подводных лодках, корпусные элементы реакторов
типа ВВЭР выполнены из нержавеющей стали и допускают гидравлические
испытания при практически любой температуре, соответственно и пуск ре-
18
актора разрешается при температуре 1 контура в районе 20°С. Кстати, в
этом случае отличаются и другие характеристики и технические ограниче-
ния, например, допускаемая скорость изменения температуры при разогреве
существенно выше.
Другой операцией, которая по правилам Госатомнадзора РФ должна вы-
полняться до вывода реактора на мощность, является проверка предохрани-
тельных клапанов. Как элементы защитной системы безопасности клапаны
должны проходить «прямую и полную проверку» в «условиях, максимально
имитирующих аварийные» (формулировка ОПБ-88). Такая проверка в соот-
ветствии с правилами должна проводиться после ремонтов, влияющих на
работоспособность клапанов или меняющих их настройку, а также перед
каждым плановым пуском установки, но не реже 1 раза в 12 месяцев.
Соответственно на первом блоке ВВЭР (1 блок НВАЭС) вывод реактора
из подкритического состояния предписывалось начинать при температуре
100-130°С после опрессовки и проверки клапанов. Возможность последней
определялась тем, что в этом проекте использовался компенсатор давления
(объема) (КД) с газовой подушкой. Эта же цифра указана в эксплуатацион-
ной инструкция 3 блока НВАЭС, выпущенной в 1971 г. Ограничение, ука-
занное в этой инструкции, звучит так: «Пуск реактора при температуре воды
1 контура меньше 100°С категорически запрещен».
Однако после перехода на паровые компенсаторы давления требование
проверки предохранительных клапанов в условиях, максимально имити-
рующих аварийные, вынуждало проводить их испытания после создания в
КД паровой подушки и подъема давления до рабочего. В инструкциях се-
рийных ВВЭР-440, выпущенных в начале 80-х годов, пуск реактора разре-
шается начинать при достижении в 1 контуре 190°С. С учетом допустимой
разности температур между контуром и КД (150°С) именно при этой темпе-
ратуре достигалось рабочее давление в паровой подушке КД и тем самым
обеспечивалось качественное проведение испытаний предохранительных
клапанов КД.
Наконец, еще одним фактором, в значительной мере повлиявшим на до-
пустимый момент начала пуска реактора в случае ВВЭР-1000, является на-
личие высокой концентрации жидкого борного поглотителя. При пуске
ВВЭР-440 к моменту выхода реактора в критическое состояние при
температурах 200-220°С концентрация борной кислоты снижается до
5-5,5 г/кг, что обеспечивает отрицательное значение температурного
коэффициента реактивности. При перегрузочной концентрации 16 г/кг, ис-
пользуемой в ВВЭР-1000, температурный коэффициент реактивности в ука-
занном диапазоне температур положителен, что недопустимо по условиям
безопасности. Поэтому регламент ВВЭР-1000 предписывает проведение
19
разогрева 1 контура и реактора (в подкритическом состоянии!) до макси-
мально возможных температур, точнее до температуры насыщения при ра-
бочем давлении в парогенераторах, до момента начала пуска реактора.
Пуск и работа реактора при положительном температурном коэффици-
енте реактивности категорически запрещены. Поэтому на случай, если и при
температуре насыщения при рабочем давлении в парогенераторах этот
коэффициент остается еще положительным, а именно такая ситуация имеет
место при пуске непосредственно после перегрузки и в течение первых двух
месяцев после нее, технологическим регламентом эксплуатации предусмот-
рены также другие меры, позволяющие сделать температурный эффект от-
рицательным и тем самым исключить работу реактора при положительном
эффекте.
20
ГЛАВА 2. ПУСК ЭНЕРГОБЛОКОВ ТИПА ВВЭР-1000
2.1. ИСХОДНЫЕ И КОНЕЧНЫЕ СОСТОЯНИЯ
Для нормальной эксплуатации энергоблоков АЭС характерна опреде-
ленная цикличность режимов: работа на мощности -* останов, расхолажи-
вание —♦ ремонт, перегрузка —» разогрев, вывод на мощность. При этом ста-
ционарные режимы чередуются с нормальными переходными режимами,
т.е. режимами, осуществляемыми персоналом с нормальными скоростями
маневрирования.
Вообще говоря, при нормальной эксплуатации в результате переходного
режима блок переводится из одного предусмотренного проектом и эксплуа-
тационным регламентом стационарного состояния в другое, также преду-
смотренное проектом и регламентом. Число таких состояний, их принципи-
альные особенности определяются типом блока, характеристиками обору-
дования и систем, конкретными отличиями проекта данного блока.
Пуск энергоблоков с реакторами типа ВВЭР рассматривается на примере
ВВЭР-1000 с одним турбогенератором как наиболее типичного блока. В
конце главы будут указаны отличия, существенные для блоков ВВЭР-440.
Для энергоблоков с реактором ВВЭР-1000 проектом и типовым регла-
ментом предусмотрены следующие основные стационарные состояния ре-
акторной установки (РУ):
работа на мощности;
горячий останов;
холодный останов;
останов для ремонта;
останов для перегрузки.
Причем для работы РУ на мощности различаются номинальный режим и
режим работы на пониженной мощности с полным или неполным числом
петель 1 контура.
Пусковые алгоритмы должны обеспечивать вывод блока из любого
стояночного режима в заданный режим работы на мощности.
Главные признаки, характеризующие каждое стационарное состояние
РУ, указаны в табл.2.1. Кроме перечисленных выше в табл.2.1 включены
также еще два режима: полугорячий останов и работа реактора на малом
уровне мощности, которые ранее входили в перечень стационарных, но в
настоящее время рассматриваются только как промежуточные между дру-
гими стационарными режимами. Включение их в таблицу связано только с
желанием дать возможность лучше понять логику чередования режимов.
21
Таблица 2.1
Стационарные режимы энергоблоков ВВЭР-1000
Состояние РУ	Признаки
1	2
Работа на мощности А) с полным числом петель 1 контура; б) с неполным числом петель 1 контура	Реактор критичен; мощность реактора более 2% номи- нальной
Реактор критичен	Кэфф=1.0; нейтронная мощность реактора менее 2% номинальной '
Горячий останов	Реактор подкритичен не менее, чем на 2% реактивности; температура 1 контура более 260°С; давление в 1 контуре 160 кгс/см2
Полугорячий останов	Реактор подкритичен; Концентрация Н3ВО3 в контуре не менее стояночной*; температура металла оборудования 1 контура выше температуры хладно- ломкости; давление в 1 контуре 15- 160 кгс/см2
Холодный останов	Реактор подкритичен; концентрация Н3ВО3 в 1 контуре не менее стояночной; температура оборудования 1 контура Ниже температуры хладноломкости; давление в 1 контуре менее 35 кгс/см2
22
Продолжение табл.2.1
1	2
Останов для ремонта	Реактор подкритичен; концентрация Н3ВО3 в 1 контуре не менее 16 г/кг при останове на пере- грузку или не менее стояночной при любом другом останове; давление в 1 контуре равно атмосфер- ному; уровень в реакторе на 200-300 мм ниже главного разъема или снижен для выполнения ремонтных работ, но не ниже уровня оси «холодных» пат- рубков реактора
Останов для перегрузки	Реактор подкритичен; температура на выходе из ТВС менее 70°С; верхний блок и блок защитных труб сняты; шахта ректора и бассейн выдержки заполнены раствором борной кисло- ты с концентрацией 16 г/кг
Примечание: * - Стояночная концентрация борной кислоты в теплоноси-
теле первого контура - это концентрация, превышающая на 1 г/кг концен-
трацию, обеспечивающую подкритичность реактора не менее 0.02 (без уче-
та погруженных ОР СУЗ) в состоянии активной зоны реактора с макси-
мальным коэффициентом размножения для данного момента
2.2. ПУСК ПОСЛЕ ПЕРЕГРУЗКИ
Пуск энергоблока после перегрузки и совмещаемого с ней планового
ремонта требует выполнения наибольшего числа операций, поэтому рас-
смотрение пусковых режимов целесообразно начать с этого случая.
2.2. Е Исходное состояние блока
Состояние реакторной установки в режиме «останов для перегрузки».
Реактор подкритичен, верхний блок и блок защитных труб (БЗТ) сняты.
Бассейн выдержки (БВ) и шахта реактора заполнены раствором борной ки-
23
слоты с концентрацией не менее 16 г/кг до отметки +34,7 м (для справки:
уровень пола центрального зала +36,9 м, а уровень главного разъема реак-
тора +28,8 м). Затвор между шахтой реактора и БВ удален.
В 1 контуре естественная циркуляция воды, давление контура определя-
ется уровнем воды в БВ, температура воды на выходе из реактора не более
70°С.
Аппаратура контроля нейтронного потока как штатная (АКНП), так и
перегрузочная (СКП) в работе.
Электроснабжение собственных нужд осуществляется от энергосистемы,
не менее двух систем надежного питания II категории полностью готовы к
работе.
В работе один из каналов системы аварийного и планового расхолажи-
вания (САПР), другими словами, активный канал САОЗ низкого давления,
через который отводится тепло от 1 контура, и, по крайней мере, еще один
канал работоспособны и готовы к включению.
Парогенераторы по 2 контуру или сдренированы и осушены, или запол-
нены, включая паровой коллектор, консервационным раствором в соответ-
ствии с инструкцией по ведению водно-химического режима 2 контура.
В работе оба канала системы технической воды ответственных потреби-
телей, соответствующие работоспособным каналам САПР.
Состояние запорной арматуры приведено в соответствие с требованиями
эксплуатационных инструкций.
Состояние турбогенераторной установки. Турбина холодная, все ее
вспомогательные системы и устройства отключены.
2.2.2. Основное содержание этапов пуска блока ВВЭР-1000
Этап 1. Проверка завершения перегрузки и/или ремонтных работ; при-
ведение систем и оборудования блока в предпусковое состояние, включение
в работу большей части систем; проверка и выставка уставок автоматики,
защит и блокировок и т.д.
Этап 2. Разогрев реактора и первого контура до состояния горячего ос-
танова за счет работы ГЦН, проведение гидравлических испытаний контура
при достижении температур, превышающих критическую температуру
хрупкости конструкционного материала (90-120°С).
Этап 3. Вывод реактора из подкритического состояния на установлен-
ный минимальный уровень мощности (около 3% от NHOM).
Этап 4. Подъем мощности реактора до значения, обеспечивающего ра-
боту турбины на холостом ходу,
Этап 5. Пуск турбогенератора с последующим подъемом мощности ре-
актора до уровня, обеспечивающего стабильный режим работы турбины
(30%otNhom).
24
Этап б. Постепенный ступенчатый подъем мощности блока до задан-
ной, в пределе - до номинальной.
2.2.3. Первый этап пуска блока
На этом этапе выполняются как одинаковые для блоков любого типа ор-
ганизационные и технические мероприятия, обеспечивающие качественную
подготовку блока к пуску, так и работы, характерные именно для блока
ВВЭР-1000 и связанные с его технологическими особенностями. Все они в
комплексе должны обеспечить безопасную и надежную последующую ра-
боту блока в энергетическом режиме. Если говорить другими словами, пол-
нота мер по подготовке и качество их выполнения входят в первый уровень
глубоко эшелонированной защиты станции и в своей части обеспечивают
его надежность.
Сложность технологической схемы блока ВВЭР-1000, лишь частично
иллюстрируемая принципиальной технологической схемой (рис.2.1), пре-
допределяет большой объем разнообразных работ, проверок и испытаний,
выполняемых в этот период.
В технологическом регламенте эксплуатации энергоблоков ВВЭР точно
и однозначно сформулированы требования по составу систем и оборудова-
ния, ремонт и подготовка которых должны быть завершены до начала пер-
вых пусковых операций, т.е. до начала разогрева реактора и первого конту-
ра, а также требования к состоянию, в которое они должны быть приведены
к этому моменту. Сокращенная выписка из технологического регламента
одной из АЭС с реакторами ВВЭР-1000, приведенная в приложении 1, ил-
люстрирует эти вопросы. Ознакомление с ней дает представление о полном
объеме работ, который должен быть выполнен на этапе подготовки блока к
пуску, и о степени детализации требований к состоянию и готовности от-
дельных систем. Последнее очень важно, ибо с точки зрения безопасности и
надежности эксплуатации мелочей нет.
Общая же постановка в таких случаях сводится к следующему: к момен-
ту пуска блока должны быть в работе или в режиме ожидания все системы,
обеспечивающие работоспособность основного оборудования, которое
предполагается ввести в работу, и системы, обеспечивающие безопасность
эксплуатации блока, но могут быть не готовы в полной мере элементы тех-
нологической схемы, отсутствие которых приводит к ограничению мощно-
сти и/или потере экономичности, но не влияет на безопасность.
Важно подчеркнуть, что после пуска блока с неполным набором рабо-
тающего оборудования (в случае ВВЭР-1000 - с неполным числом петель)
РУ должна оказаться в режиме, предусмотренном проектом и эксплуатаци-
онным регламентом.
25
»l rI jel H ?iPim?lsi ®
Piic.2. I. Принципиальная тепловая схема энергоблока АЭС с реактором типа ВВЭР
(схема в части 2 контура условно показана применительно к турбине К-1000-60/1500)
26
Пояснения к рис.2.1: /- реактор; 2 - емкость САОЗ; 3 — насос аварийного
впрыска бора; 4 - бак концентрированного раствора бора; 5 - компенсатор
давления; б - ГЦН; 7 - высокотемпературный фильтр; 8 - деаэратор борно-
го регулирования; 9 - охладитель выпара; 10 - барботер; 11- теплообмен-
ник промконтура; 12 - насос промконтура; 13 - деаэратор продувки под-
питки; 14 - система сжигания водорода; 15 - парогенератор; 16 - ионооб-
менная установка; 17 - ЦВД; 18 - сепаратор-пароперегре- ватель; 19 -
ЦНД; 20 - генератор; 21 - конденсатор; 22 - ПВД; 23 - ПНД; 24 - конден-
сатный насос; 25 - деаэратор; 26 - сливной насос ПНД; 27 - технологиче-
ский конденсатор; 28 - насос расхолаживания; 29 - питательный турбоагре-
гат; 30 - конденсатор; 31 - конденсатный насос; 32 — основной и пиковый
бойлеры теплосети; 33 - насос теплосети; 34 - потребители; 35 — бак запаса
обессоленной воды; 36 - насос обессоленной воды; 37 - расширитель дре-
нажей; 38 - дренажный бак; 39 - дренажный насос машзала; 40 - расшири-
тель продувки; 41 - регенеративный т/о продувки ПГ; '42 - доохладитель
продувки ПГ; 43 - бак продувочной воды; 44 - СВО; 45 - насос возврата
продувочной воды; 46 - аварийный питательный насос; 47 - охладитель
подпиточной воды; 48 - насос организованных протечек; 49 - бак борсо-
держащей воды; 50 - насос борсодержащей воды; 51 - приямок организо-
ванных протечек; 52 - установка регенерации бора; 53 - бак запаса обессо-
ленной воды; 54 - аварийный питательный насос; 55 - охладитель дистил-
лята; 56 - бак дистиллята; 57 - насос дистиллята; 58 - подпиточный насос;
59 - доохладитель продувки; 60 - регенеративный теплообменник продув-
ки; 61 - теплообменник системы вентиляции; 62 - насос аварийного впры-
ска бора; 63 - самоочищающийся фильтр; 64 - бак раствора реагентов; 65 -
электрокалориферы; 66 - циалитовые фильтры; 67 - адсорбционные фильт-
ры; 68 - теплообменник системы вентиляции; 69 - газодувки; 70 - насос
аварийного расхолаживания; 71 - спринклерный насос; 72 - водоструйный
насос; 73 - теплообменник аварийного расхолаживали'1; 74 - вентиляцион-
ная труба; 75 - бак аварийного запаса бора; 76 - насос расхолаживания бас-
сейна выдержки; 77 - теплообменник расхолаживания бассейна выдержки;
78 - бассейн выдержки.
Основные направления работ на этапе подготовки блока к пуску после
ППР и перегрузки.
1.	Проверка завершения перегрузочных операций и состояния активной
зоны. Перевод узлов и устройств собственно реактора из перегрузочно-
го состояния в рабочее.
2.	Проверка завершения ремонтных работ. Герметизация первого контура,
заполнение его теплоносителем и первичная проверка на плотность (на
давление 3,4 МПа - допустимое при существующих в этот момент низ-
27
ких температурах). Эти работы частично могут пересекаться с работа-
ми, выполняемыми по п.1.
3.	Проверка и ввод в эксплуатационный режим систем электроснабжения,
включая системы надежного и бесперебойного питания, рабочего и ава-
рийного освещения, поисковой и оперативной связи, технологического
и дозиметрического контроля, вентиляции, технического водоснабже-
ния и т.д.Ввод в эксплуатационный режим вспомогательных техноло-
гических систем, обеспечивающих эксплуатацию оборудования первого
контура и его водно-химический режим.
4.	Проверка и ввод в эксплуатационный режим (в режим ожидания) сис-
тем и устройств безопасности.
5.	Проверка и при необходимости выставка уставок технологических за-
щит, блокировок, сигнализации и автоматики.
Как видно из этого перечня, круг работ, выполняемых на 1 этапе, очень
широк. Подготовительные операции ведутся параллельно на различных
системах и оборудовании. В этих условиях очень важно не упускать из виду
взаимосвязи между этими работами, то, что допустимость какой-то очеред-
ной операции определяется успешным завершением другой или других,
даже если их взаимозависимость не очевидна сразу. Например, при запол-
нении 1 контура теплоносителем подъем уровня выше главного разъема
ГЦН разрешается только после того, как на уплотнения валов последних
подана запирающая вода.
Завершение ремонта. Перед началом подготовки блока к пуску по окон-
чании ремонтных работ начальники всех цехов и отделов станции делают
записи в оперативном журнале начальника смены блока (или другом, опре-
деленном на данной станции) об окончании ремонта на подведомственном
им оборудовании и готовности его к включению в работу и подъему мощ-
ности блока.
Оперативный персонал смены выполняет проверку фактического завер-
шения ремонтных работ «по месту». Для этого персоналом производится
осмотр основного и вспомогательного оборудования реакторной установки,
турбогенераторов, других систем и сооружений. Цель осмотра - убедиться в
том, что все ремонтные работы закончены, все средства техники безопасно-
сти (заземление, защитные кожухи и т.п.) поставлены, теплоизоляция вос-
становлена, временные леса или подмостки, инструменты, запасные части,
ограждения убраны, в закрываемых помещениях отсутствуют люди, а также
горючие или взрывоопасные предметы (примером последних могут служить
баллоны с газом под давлением), рабочие места находятся в чистом состоя-
нии, приборы технологического контроля установлены на места и их пока-
зания соответствуют состоянию оборудования.
По записям в оперативной документации сменный персонал проверяет,
28
что все наряды, по которым проводились ремонтные работы, закрыты.
Наконец, до начала пусковых операций должна быть выполнена коррек-
тировка эксплуатационной документации сменного персонала, если такая
корректировка необходима по сути выполненных в течение ремонта работ.
Завершение перегрузки. Завершающими операциями собственно пере-
грузки являются проверка правильности загрузки активной зоны и высотно-
го положения ТВС, а также осмотр зоны с помощью подводного светильни-
ка, чтобы убедиться в отсутствии посторонних предметов или повреждений.
Затем работа ведется в двух направлениях:
-	с одной стороны, между шахтой реактора и бассейном выдержки устанав-
ливается затвор (шандора); уровень воды в них понижается для обеспече-
ния работ по уплотнению реактора;
-	с другой стороны, в реактор устанавливается блок защитных труб, затем
ставится верхний блок (ВБ), производится уплотнение главного разъема в
соответствии с инструкцией. В момент установки ВБ уровень теплоносите-
ля в реакторе должен быть ниже фланца главного разъема на 200-300 мм
(это соответствует уровню 5200-5300 мм по уровнемеру компенсатора дав-
ления (КД)).
Заполнение 1 контура. После уплотнения главного разъема реактора
производится дозаполнение 1 контура водой с концентрацией борной ки-
слоты 16 г/кг. Контроль осуществляется по уровнемеру КД. Заполнение
ведется из деаэратора подпитки подпиточными агрегатами с расходом в
начале заполнения до 40 м3/час, затем - при уровнях в компенсаторе давле-
ния 5000-7500 мм расход снижается до 15-20 м’/час. Наконец, при достиже-
нии в КД пускового уровня (11600-11800 мм) подпиточный насос перево-
дится на минимальную производительность. Деаэратор подпитки, в свою
очередь, подпитывается из баков боросодержащей воды теплоносителем с
концентрацией Н3ВО3 16 г/кг.
Для обеспечения качества теплоносителя в деаэратор подается пар и во-
да в нем прогревается до ~50-60°С. В процессе заполнения контролируется
уровень в КД, концентрация борной кислоты в контуре и в подаваемой воде
и температура этой воды. Установленное ограничение - разность темпера-
тур между металлоконструкциями 1 контура и подаваемой в контур водой
не должна превышать 30°С.
Поскольку компоновка 1 контура ВВЭР-1000 такова, что контур имеет
несколько верхних точек (рис.2.2), то для заполнения его открываются воз-
душники реактора, главных циркуляционных насосов (ГЦН), подводящего
и отводящего коллекторов парогенераторов по 1 контуру и КД со сдувкой
газовоздушной смеси в теплообменник организованных протечек и далее в
систему спецгазоочистки. По мере заполнения контура производится по-
очередное закрытие воздушников. Каждый из них закрывается при наличии
29
I
30
устойчивого потока воды через него (отсутствии пузырьков воздуха) в те-
чение 10 мин.
После полного заполнения компенсатора давления (это верхняя точка
контура) и закрытия воздушника КД регулятором продувки устанавливается
давление в контуре 0,5 МПа (5 кг/см2). На этом давлении производится ос-
мотр оборудования и трубопроводов 1 контура для проверки их плотности;
особое внимание при этом обращается на разъемы, которые разуплотня-
лись.
Если при проверке выявлены течи, то давление сбрасывается до атмо-
сферного; при необходимости контур поддренируется. После устранения
выявленных дефектов проверка повторяется. При отсутствии течей перехо-
дят к следующим операциям.
При этом надежно отключаются все трубопроводы низкого давления
вспомогательных систем РУ, кроме работающего канала САПР (что счита-
ется «надежным отключением» (см. приложение 1, п.28)).
Подготовка других систем. Параллельно с заполнением 1 контура про-
изводится заполнение парогенераторов по 2 контуру до максимального
уровня 3500-3800 мм (т.е. примерно на 1300-1500 мм выше нормального
рабочего уровня) из деаэраторов машинного зала.
Одновременно производятся необходимые подготовительные работы на
вспомогательных системах 1 контура и других технологических системах
реакторного отделения. Они выполняются в порядке и в сроки, обеспечи-
вающие согласованный ввод элементов РУ, о чем уже упоминалось выше.
Подготовка каждой системы осуществляется по ее эксплуатационной инст-
рукции. Рассказать о подготовке всех систем в пределах настоящего посо-
бия невозможно, но в приложении 2 порядок подготовки системы и ввода ее
в рабочий режим проиллюстрирован на примерах.
Предварительная опрессовка 1 контура. Что же касается 1 контура, то
следующей операцией 1 этапа является проверка плотности при давлении
3,4 МПа (35 кг/см2). Для этого подпиточными насосами поднимается давле-
ние со скоростью не более 0,5 МПа/мин (5 (кг/см2)/мин). При давлении 3,4
МПа (35 кг/см2) контур снова осматривается. В случае обнаружения течей
давление сбрасывается, дефекты устраняются, затем операции повторяются.
Проверка САОЗ. Заключительным шагом является проверка пассивной
части САОЗ путем пролива раствора борной кислоты из одной из гидроем-
костей (ГЕ) при давлении 3-3,4 МПа (30-35 кг/см2). Такие испытания произ-
водятся планово на каждой ГЕ 1 раз в 4 года, а также после ремонтов, свя-
занных с заменой обратных клапанов или запорных задвижек Ду 300 на ли-
нии, связывающей ГЕ с реактором. Остальные каналы пассивной части
САОЗ проверяются на более поздней стадии пуска блока при давлении в
31
контуре около 6 МПа (60 кг/см2) путем перемещения затворов задвижек, но
без пролива воды в реактор.
Для выполнения этой операции поддренируется теплоноситель из ком-
пенсатора давления, и в него подается азот до давления 2 МПа (20 кг/см^).
В гидроемкостях поддерживается нормальный уровень и давление 3 МПа
(30 кг/см2). Подпиточными насосами со скоростью не более 0,5 МПа/мин
(5 (кг/см2)/мин) поднимается давление в контуре до 3,4 МПа (35 кг/см2).
Затем открываются быстродействующие запорные задвижки на трубопро-
водах, связывающих ГЕ с контуром.
Подготовка к испытаниям состоит в сборке всех схем блокировок. При
этом уставка на закрытие задвижек при снижении уровня ставится на
500 мм ниже фактического уровня.
При давлении 3,4 МПа (35 кг/см2) путем дистанционного открытия регу-
лирующего клапана продувки начинают снижать давление в 1 контуре.
Фиксируется давление, при котором произойдет открытие обратного клапа-
на на трубопроводе от гидроемкости; проверяется закрытие по блокировке
задвижки на этом трубопроводе при снижении уровня в ГЕ.
После проверки восстанавливаются нормальный уровень и давление в
ГЕ, ее схема, уставки.
2.2.4.	Второй этап пуска блока
Итак, в соответствии с технологическим регламентом и эксплуатацион-
ными инструкциями закончена проверка и подготовка к пуску всех систем и
оборудования реакторного отделения. Повторим состояние 1 контура: дав-
ление в нем (точнее, давление азота в газовой подушке КД) ~2 МПа
(20 кг/см2), уровень в КД 11600-11800 мм, в ПГ - 3500-3800 мм.
В этих условиях начинается разогрев 1 контура за счет работы ГЦН и
остаточных тепловыделений. Работающий канал САПР отключается.
Разогрев для гидроиспытаний. Для проведения разогрева готовятся к
пуску ГЦН (включение промконтура, маслосистемы, автономного контура
охлаждения и т.д.) и включается один из ГЦН. Необходимым условием
включения ГЦН является наличие давления в КД не менее 2 МПа, что пре-
дотвращает возможность возникновения кавитации на всасе насоса.
После выравнивания температуры 1 контура и КД (за счет работы насоса
либо нагревателей КД) с точностью примерно 5°С открывается впрыск в КД
с напора ГЦН. В дальнейшем расход, длительность и частота впрыска в КД
выбираются так, чтобы КД и трубопровод связи его с 1 контуром разогрева-
лись с той же скоростью, что и 1 контур.
Затем включаются еще два ГЦН. (Установленное ограничение - включе-
ние четвертого ГЦН возможно только после разогрева контура до 150°С ),
32
Допустимая скорость разогрева 1 контура - 20°С/час. В процессе разо-
грева контролируют скорость разогрева, температурные перемещения тру-
бопроводов и оборудования. Во 2 контуре при начале разогрева закрывают-
ся воздушники ПГ, если они были открыты.
Гидроиспытания. При достижении температуры гидроиспытаний
(90-120°С, см. рис. 1.2) все ГЦН отключаются. Газ из КД сбрасывается в
барботер. Одновременно со сбросом газа в контур подается вода, так чтобы
в нем все время поддерживалось избыточное давление. Сброс газа продол-
жается до начала роста уровня в барботере, т.е. до полного удаления газа из
КД.
Целесообразно пояснить, что обычно, исходя из требований общепро-
мышленной безопасности, гидравлические испытания производят при пол-
ном удалении газа из испытываемого объекта. Этот подход и описан выше.
Однако в случае испытания 1 контура ВВЭР на плотность, которое произ-
водится при более низком давлении, чем испытания на прочность, и при
котором поэтому вероятность появления разрывов мала, допускается не
удалять газовую подушку.
Затем за счет работы подпиточного агрегата давление в 1 контуре посте-
пенно повышается до 19,6 МПа (200 кг/см2) со скоростью не более
1 МПа/мин (10 (кг/см2)/мин) и со стабилизацией на промежуточных давле-
ниях 9,8 и 15,7 МПа (100 и 160 кг/см2). На всех этих давлениях производит-
ся осмотр оборудования и трубопроводов. При обнаружении неплотностей
или дефектов давление снижается до атмосферного, а контур расхолажива-
ется до 70°С и при необходимости поддренируется. После устранения де-
фектов выполняется повторная проверка.
1 раз в 4 года производятся гидравлические испытания 1 контура на
прочность на давление 24,5 МПа (250 кг/см2). Давление таким же образом,
как описано выше, повышается до 24,5 МПа (250кг/см2), выдерживается
10 мин, затем сбрасывается до 19,6 МПа (200 кг/см2) и только на этом дав-
лении производится осмотр.
По-видимому, следует обратить внимание на то, что контур к гидроис-
пытаниям специально готовят, в частности, блокируют импульсные клапа-
ны импульсно-предохранительных устройств, чтобы исключить их сраба-
тывание.
После испытания контура на плотность (или прочность) давление сни-
жается до 2 МПа (18-20 кг/см2) и в КД подается азот. Уровень в КД уста-
навливается 11600 мм, давление 2 МПа (20 кг/см2).
Аналогичным образом в этот же период производятся гидроиспытания
парогенераторов по 2 контуру. Давление испытаний на плотность -
8,62 МПа, а на прочность - 10,8 МПа После испытаний уровень воды вновь
устанавливается 3500-3800 мм.
33
Разогрев после гидроиспытаний. После успешного завершения испыта-
ний возобновляется разогрев 1 контура за счет работы ГЦН, а КД — за счет
электронагревателей. Причем вначале КД разогревается нагревателями с
опережающим темпом — со скоростью 30 °С/час (контур, напомним, греется
со скоростью не более 20 °С/час). Такой опережающий разогрев КД идет до
тех пор, пока температура в нем не станет на 50-65°С больше, чем темпера-
тура 1 контура. В дальнейшем температура в КД все время автоматически
поддерживается больше на эти 50-65°С. Для разогрева включаются два про-
тивоположных ГЦН, затем третий, а после достижения 150°С - четвертый.
В процессе разогрева контролируется концентрация борной кислоты (не
менее 16 г/кг), скорость разогрева (не более 20°С/час), разность температур
в КД (между низом и верхом - не более 50°С). Периодически открывается
впрыск в КД, чтобы прогревать трубопровод связи КД с контуром.
Уровень в ПГ до температур 100-120°С поддерживается максимальный
(3500-3800 мм), выше этих температур он понижается до рабочего значения
(2250 ± 50 мм).
В этот период начинаются работы по подготовке к пуску турбины.
Замена газовой подушки в КД на паровую. При температуре 160°С в
1 контуре или соответственно 220 - 225°С в КД в последнем парциальное
давление пара достигает значений, обеспечивающих бескавитационную
работу ГЦН. Это дает возможность произвести замену газовой подушки в
КД на паровую. Газ из КД сбрасывается в барботер до тех пор, пока не бу-
дет достигнуто соответствие между давлением в КД и температурой в нем.
Другой признак окончания замены - начало роста уровня в барботере при
сбросе пара.
, После замены газовой подушки в КД на паровую уровень в КД понижа-
ют до нижней границы рабочего диапазона (5700 мм) и в дальнейшем он
поддерживается автоматическим регулятором в зависимости от уровня
мощности.
Подключение гидроемкостей. При температуре 1 контура 220-240°С и
температуре в КД не менее 279°С (давление 6,4 МПа или 65 кг/см2) произ-
водится подключение гидроемкостей - открываются быстродействующие
запорные задвижки для всех четырех емкостей. При подключении проверя-
ются блокировки на закрытие задвижек при понижении уровня путем вре-
менного подъема уставок до фактического уровня.
После достижения 1 контуром температуры 260°С и давления
160 кг/см2 производится проверка работы импульсных клапанов импульсно-
предохранительных устройств КД.
Итак, в результате проведенных на втором этапе пуска блока операций
реакторная установка находится в режиме «горячий останов» и готова к
выводу реактора из подкритического состояния на минимальный уровень
34
мощности.
2.2.5.	Третий этап пуска блока
Общие принципы вывода реактора из подкритического состояния рас-
смотрены в гл.З первой части пособия. Если повторить их очень кратко,
последовательность действий такова: реактор выводится из подкритики на
уровень 10“5 % NHOM, проверяется сцепление органов регулирования (ОР)
СУЗ с приводами, затем реактор выводится на мощность 5% NHOM , стаби-
лизируется, включается АРМ.
Рассмотрим особенности управления реактором типа ВВЭР и пуск его
более подробно.
Особенности управления реактором ВВЭР. Пуск реактора, у которого
воздействие на реактивность осуществляется не только стержнями с меха-
ническим приводом, но и с помощью жидкого поглотителя, имеет свои от-
личия, но принципиальный алгоритм пуска будет тем же самым, что и для
реактора, управляемого только стержнями СУЗ.
Функции средств воздействия на реактивность в ВВЭР:
ОР СУЗ - аварийная защита и автоматическое регулирование;
жидкий поглотитель - компенсация выгорания и небыстрых эффектов
реактивности.
Нормальное состояние органов воздействия на реактивность при работе
реактора на мощности 75 - 100% NHOM:
-	стержни ОР групп 1-9 находятся на верхних концевиках;
-	стержни ОР группы 10 извлечены из зоны на высоту 250-300 см, т.е на
70-85 % высоты активной зоны (напомним, зона ВВЭР-1000 имеет высоту -
350 см) и поддерживается на этой высоте изменением концентрации борной
кислоты;
-	концентрация борной кислоты - текущая и зависит от времени с начала
кампании.
Исходное состояние. Минимальные требования к состоянию систем и
оборудования блока к моменту, когда разрешается вывод реактора из под-
критики:
-	реакторная установка приведена в состояние «горячего останова»:
температура 1 контура - не менее 260°С; давление в паровой подушке
КД - не менее 15,8 МПа (160 кг/см2); в работе не менее 2 ГЦН;
-	все системы блока, в том числе системы безопасности, проверены и
приведены в исходное состояние для пуска (см. приложение 1) с учетом
изменений, внесенных в результате выполнения работ на втором этапе
пуска;
35
-	водно-химический режим 1 контура и парогенератора соответствуют
пусковым нормам;
-	определена пусковая («критическая») концентрация борной кислоты.
С точки зрения собственно реактора должны быть проверены и включе-
ны в работу или подготовлены к работе
-	аппаратура контроля нейтронного потока АКНП-3;
-	система группового и индивидуального управления ОР СУЗ;
-	система аварийной и предупредительной защиты реактора;
-	устройство автоматического регулирования мощности АРМ-5С;
-	устройство разгрузки и ограничения мощности РОМ-2;
-	схема электропитания СУЗ;
-	выполнена проверка всех защит, блокировок, сигнализации и их уста-
вок;
-	включены звуковые индикаторы разгона.
Должна быть также готова к работе система борного (жидкостного) воз-
действия на реактивность:
баки «чистого» (без бора) конденсата должны иметь суммарный запас
«чистого» конденсата не менее 500 м^, пригодного по качеству для
подпитки 1 контура;
не менее 2-х насосов «чистого» конденсата из трех работоспособны;
деаэратор борного регулирования работоспособен и разогрет до номи-
нальных параметров;
баки боросодержащей воды имеют свободный объем не менее 500 м^;
система подпитки-продувки 1 контура должна находиться в работе с
расходом 30 м^/час, не менее двух подпиточных агрегатов работоспо-
собны;
работоспособны обе нитки фильтров СВО-2.
Условия безопасности (укажем два наиболее важных):
запрещается начинать вывод реактора из подкритического состояния,
если температурный коэффициент реактивности положителен;
запрещается одновременное выполнение любого сочетания операций,
ведущих к вводу положительной реактивности: по извлечению ОР СУЗ
из активной зоны, снижению концентрации борной кислоты в воде
1 контура и снижению температуры теплоносителя. При разнице теку-
щей и расчетной пусковой концентраций Н3ВО3 менее 1 г/кг запрещает-
ся также включение или отключение ГЦН.
Подъем ОР СУЗ. При указанном выше состоянии РУ и средств управле-
ния реактивностью начинается подъем органов СУЗ (ОР СУЗ). Подъем про-
изводится, во-первых, группами последовательно в порядке возрастания
номеров групп и, во-вторых, шагами приблизительно по 35 см (шаг делает-
36
ся по времени - группа извлекается приводами в течение не более 18 сек) с
выдержкой между шагами. Контроль за извлечением ОР осуществляется по
указателям положения и по срабатыванию верхнего концевого выключателя
(КВ). Следят также за синхронностью перемещения кластеров в группе.
Таким образом поднимаются группы 1-4, 6-8. Укороченные стержни (груп-
па 5) поднимаются последовательным перемещением каждого ОР до верх-
него КВ в индивидуальном режиме после подъема до КВ группы 4.
При неуверенном контроле уровня нейтронной мощности между шагами
делают выдержку 1 мин, при достаточно уверенном контроле каждый сле-
дующий шаг производится после стабилизации показаний приборов ней-
тронного потока и при периоде разгона, равном бесконечности. Если в про-
цессе подъема ОР период по показаниям хотя бы одного прибора станет
меньше 60 сек, то подъем групп немедленно прекращается и продолжить
его можно только после увеличения периода до бесконечности.
Затем извлекается группа 9; возможность поднятия ее до верха опреде-
ляется состоянием активной зоны и концентрацией борной кислоты, т.е.
группу можно поднимать, если температурный эффект реактивности не
становится положительным. Аналогично поступают с группой 10. Нор-
мальное положение ОР СУЗ, указанное выше, достигается обычно пример-
но через 2 месяца работы реактора после перегрузки. До этого максималь-
ная мощность реактора ограничивается.
Вывод борной кислоты из теплоносителя 1 контура на фильтрах
СВО-2. Перед началом этой операции включают все боромеры и начинают
отбор проб воды на содержание бора через 30 мин.
Для вывода кислоты Н3ВО3 устанавливают расход через фильтры первой
нитки СВО-2 20-25 м’/час. Контролируется нейтронная мощность, концен-
трация борной кислоты в теплоносителе и на выходе фильтра, через 30 ми-
нут отбираются пробы.
Если период увеличения нейтронной мощности уменьшается до 60 сек,
расход подпитки-продувки снижается до установления периода, равного
бесконечности.
Когда концентрация Н3ВО3 на выходе из фильтра сравняется с концен-
трацией в теплоносителе, фильтр насыщен. Расход переключается на вто-
рую нитку СВО-2 и также выводят кислоту до насыщения фильтра. После
этого переходят на разомкнутый водообмен.
Вывод борной кислоты путем разомкнутого водообмена. К всасываю-
щему коллектору подпиточных агрегатов подключается деаэратор борного
регулирования, а деаэратор подпитки отключается. (Концентрация бора в
деаэраторе борного регулирования, как известно, нулевая (чистый дисти-
лат)).
37
Расход подпитки-продувки устанавливается 40-50 м3/час Для того, что-
бы в КД поддерживалась та же концентрация, как и в контуре, через него
организуется слабый проток теплоносителя (через регулятор тонкого
вспрыска), а нагреватели включаются. Контроль такой же, как выше, по
периоду и концентрации бора. Через 30 мин делаются отборы проб, а ре-
зультаты сравниваются с показаниями боромера.
При снижении концентрации борной кислоты до -11 г/кг скорость водо-
обмена уменьшается до 20 м3/час, а когда разность между текущей и рас-
четной «критической» концентрацией Н3ВО3 снизится до 1 г/кг переходят
на расход 7-10 м3/час. В этот момент, как у>ке упоминалось, запрещается
проведение любых операций (кроме вывода Н3ВО3), способных внести по-
ложительную реактивность, а также включение или отключение ГЦН.
При достижении критической концентрации борной кислоты, что опре-
деляется появлением устойчивого периода увеличения нейтронной мощно-
сти менее 100 сек, вывод бора прекращается.
Период разгона регулируется пусковой группой ОР СУЗ, которая вво-
дится в зону, если период уменьшается менее 90 сек. Поддерживается пери-
од -90-120 сек.
На уровне мощности 10'3 - 510'6 % NHOM реактор стабилизируется
опусканием пусковой группы ОР СУЗ. Температура 1 контура также стаби-
лизируется.
Проверка сцепления кластеров с приводами СУЗ. Она проводится после
каждой остановки реактора. Условия проведения - стабильность темпера-
туры и концентрации Н3ВО3.
Для проверки ключом индивидуального управления выбранный ОР пе-
ремещается вниз (для ОР, находящихся внизу, - вверх) до заметного изме-
нения нейтронного потока. Перемещение контролируется по указателю по-
ложения ОР. Затем ОР возвращается в исходное положение. Так поочередно
проверяется каждый привод.
Подъем мощности до 3-5% Нно^. Извлечением пусковой группы ОР
СУЗ задается период разгона 90-120 сек, мощность поднимается до -3-5%
NHOM. и стабилизируется.
АРМ включается в режим «Н» (режим поддержания нейтронной мощно-
сти).
2.2.6.	Четвертый этап пуска блока
Задачей этого этапа для случая пуска блока ВВЭР-1000 является, как
уже говорилось, подъем мощности реактора до значения, обеспечивающего
возможность включения в работу турбины. Стабильная работа мощных
влажно-паровых турбин разрешается заводами-изготовителями при нагруз-
38
ках 30% и более, но кратковременно (1-2 часа) они могут работать и при
меньшей нагрузке (см.гл.З первой части пособия). Таким образом, к момен-
ту толчка турбины РУ должна работать на некоторой начальной мощности
NHa4 и вырабатывать необходимое количество пара. Паропроизводитель-
ность РУ может быть в пределах от обеспечивающей холостой ход турбоге-
нератора (примерно 7% от полного расхода пара) до обеспечивающей на-
грузку 30-40% (примерно 35-45% от полного расхода).
Для подъема мощности реактора отключается АРМ, и мощность реакто-
ра в ручном режиме со скоростью не более 3% NH0M в мин увеличивается
до Мнач. Сброс пара из ПГ идет в конденсаторы турбины и регулируется
постепенным открытием БРУ-К так, чтобы обеспечить постоянное давление
в паровом коллекторе.
После подъема мощности до заданного уровня АРМ снова включается в
режим «Н».
2.2.7.	Пятый этап пуска блока
Порядок операций по включению турбины (толчок - разгон - синхрони-
зация с сетью - набор NHa4 ) описан в гл.З первой части пособия. В процес-
се нагружения турбогенератора (ТГ) работой БРУ-К регулируется давление
в паровом коллекторе (60 кг/см2). После закрытия клапанов БРУ-К АРМ
переводится в режим «Т» и поддерживает давление в коллекторе в автома-
тическом режиме.
Если мощность РУ была ниже той, которая обеспечивает стабильную
работу турбогенератора, то начинается подъем ее до этого уровня путем
воздействия на систему регулирования турбины. АРМ в автоматическом
режиме поднимает мощность реактора вслед за нагружением ТГ, поддержи-
вая постоянное давление пара. Скорость подъема мощности определяется
тепловыми процессами в турбине и задается в инструкции завода-
изготовителя, но не должна превышать указанной выше величины
3% NHOM в мин.
При достижении мощности 30-40% NHOM АРМ переводится в режим
“Н”, режим работы блока стабилизируется.
2.2.8.	Шестой этап пуска блока
АРМ снова переводится в режим «Т». Увеличивая мощность турбины,
повышают мощность реактора до 75-80% NHOM . Скорость роста мощности
реактора должна быть не более 1% NHOM в мин.
В процессе подъема контролируется
работа АРМ, синхронность движения ОР СУЗ;
39
основные параметры 1, 2 контуров и ТГ.
При мощности 75-80% делается выдержка 3 часа (АРМ в положении
«Н») для выравнивания неравномерности распределения энерговыделения
по объему активной зоны. Снимается картограмма температур на выходе
активной зоны.
Затем АРМ переводится в режим «Т» и, снова нагружая ТГ, поднимают
мощность реактора до 100% NH0M. Контроль и ограничения те же. На 100%
АРМ переводится в режим «Н».
После стабилизации необходимо
убедиться (путем теплового баланса), что мощность не превышает
100%;
проверить поле температур и энерговыделений;
стабилизировать водно-химический режим 1 и 2 контуров.
2.2.9.	Заключительные замечания
Выше подробно рассмотрены все этапы пуска энергоблока ВВЭР-1000.
Связать их воедино и вспомнить основные технологические операции по-
может рис.2.3, на котором представлен график изменения технологических
параметров во времени в процессе пуска блока.
Как видно из рисунка, процесс вывода блока на мощность после пере-
грузки, не считая подготовительных операций (этап 1), занимает около двух
суток, из которых 32 часа приходятся на операции, подготавливающие РУ к
выводу реактора из подкритического состояния. Сам вывод реактора из
подкритики требует 50-80 минут. Остальное время идет на включение тур-
бины и ступенчатый набор мощности.
Пуск блока ВВЭР-1000 из горячего состояния занимает 12-16 часов, что
(как это будет показано ниже в разд.2.3.3) связано сс значительным сокра-
щением числа пусковых операций и проверок.
2.3. ПУСК ЭНЕРГОБЛОКА ВВЭР-1000 ИЗ ДРУГИХ ИСХОДНЫХ
СОСТОЯНИЙ
2.3.1.	Общий подход
Описанный в разд.2.2 порядок пуска энергоблока ВВЭР-1000 после пе-
регрузки и планового ремонта отражает все основные принципиальные
подходы к процессу пуска, которые сохраняются и для случаев пуска блока
из других исходных состояний, указанных в разд.2.1. Этот описанный
процесс можно представить себе как цепь последовательных состояний
блока как стационарных, так и нестационарных. Пусковые операции мо-
40
Рис.2.3. График пуска энергоблока с реактором ВВЭР-1000:
/ - давление в 1 контуре; 2 - уровень в парогенераторе; 3 - уровень в компенсаторе давления; 4 - температура
теплоносителя в компенсаторе; 5 - температура теплоносителя в горячей нитке петли; 6 -температура
теплоносителя в холодной нитке пегли; 7 - температура питательной воды; 8 - давление во 2 контуре
41
гут быть, вообще говоря, начаты из любой точки этой цепи состояний. При
этом операции, предшествующие начальной точке, следует считать выпол-
ненными, по крайней мере, частично.
В полной мере это утверждение относится к технологическим операциям
- разогреву, включению в работу систем и оборудования, испытаниям. Что
же касается проверок средств автоматики, защит, блокировок, уставок сиг-
нализации, то в данном случае действует следующее положение: они под-
вергаются полной проверке в случае, если время простоя блока превысит
трое суток. Если же оно меньше трех суток, то проверкам подвергаются
только те устройства, механизмы или электронные блоки, которые ремон-
тировались или заменялись.
Исходя из этих общих положений ниже описаны процессы пуска блока
ВВЭР-1000 из различных исходных состояний.
2.3.2.	Пуск из холодного состояния
Холодный останов является наиболее безопасным режимом и реактор-
ная установка переводится в него
при останове блока на ремонт;
при возникновении неисправностей, отказов или в других ситуациях,
предусмотренных регламентом, например, при неисправности систем
безопасности, исключающей работу на мощности.
В разотравленное состояние реактор переходит после простоя более
двух суток. Учитывая время на расхолаживание и другие операции, можно
считать, что в случае перевода блока в режим холодного останова перед
последующим пуском его реактор находится в холодном разотравленном
состоянии.
Исходное состояние РУ совпадает с описанным выше перегрузочным, за
исключением тех особенностей, которые связаны непосредственно с пере-
грузкой (демонтаж верхнего блока и блока защитных труб, заполнение шах-
ты реактора водой и сообщение ее с бассейном выдержки, подъем концен-
трации борной кислоты в теплоносителе до перегрузочного значения и т.д.).
Итак, реактор заглушен, все стержни ОР СУЗ, включая УСП, введены в
зону (опущены на нижние концевые выключатели).
Реактор и 1 контур заполнены водой со стояночной концентрацией бор-
ной кислоты.
В 1 контуре, как правило, естественная циркуляция теплоносителя. В
этом случае ГЦН остановлены. Температура теплоносителя 50-90°С. Давле-
ние в контуре определяется видом ремонта, но не более 2,0 МПа
(20 кгс/см2). Отвод остаточного тепловыделения от активной зоны осущест-
вляется через один из каналов системы аварийного и планового расхолажи-
вания (САПР).
42
Парогенераторы либо заполнены, включая паровой коллектор, консер-
вирующим раствором, либо осушены в зависимости от проводимых на них
ремонтных работ. Давление во 2 контуре атмосферное.
Состояние вспомогательных систем РУ определяется причиной и пред-
полагаемой длительностью остановки. Они могут быть отключены за ис-
ключением упомянутого канала системы САПР, еще один канал САПР
должен быть готов к работе.
Турбины холодные, их вспомогательные системы могут быть частично
или полностью отключены, что также определяется причиной и предпола-
гаемой длительностью остановки блока.
Электроснабжение блока осуществляется от энергосистемы через пуско-
резервные трансформаторы.
Порядок пуска из холодного состояния практически совпадает с опи-
санным в разд.2.2. Отличия могут заключаться в следующем:
если с момента остановки блока до начала пуска прошло менее 3 суток,
то, как уже говорилось, не требуется полной проверки всех систем, за-
щит, блокировок, уставок и т.д.; проверяются или испытываются только
те узлы, на которых производился ремонт;
если в процессе ремонта 1 контур не разгерметизировался, то в процес-
се пуска не требуется проведения его гидравлических испытаний;
системы, оставшиеся в рабочем режиме, естественно, не требуется про-
верять и включать в работу.
Пуск собственно реактора, если после перегрузки прошло более двух
месяцев и топливо уже частично выгорело, производится по описанному
выше (см.разд.2.2) алгоритму, но из активной зоны в этом случае полностью
выводятся с 1 по 9 группы ОР СУЗ. Положение же регулирующей 10 груп-
пы определяется в зависимости от мощности. Оптимальное положение ее
иллюстрируется на рис.2.4.
2.3.3.	Пуск из состояния горячего останова
В этом состоянии (см.выше) блок оказывается после срабатывания ава-
рийной защиты реактора или при остановке блока оперативным персона-
лом, а также в процессе пуска или останова блока.
ГЦН, за исключением случаев остановки блока из-за полного обесточи-
вания, остаются в работе и отводят тепло от активной зоны. Парогенерато-
ры - в паровом режиме. Системы безопасности, вспомогательные техноло-
гические системы и т.д. - в работе.
43
^активной зоны ’
% см
100- з»-----------
зчо
320-
Рис.2.4. График оптимального положения 10 группы ОР СУЗ в зависимости
от мощности реактора для выгорания топлива более 60 эффективных суток
44
Наличие остаточного тепловыделения и возможность работы ГЦН
обеспечивают возможность поддержания состояния горячего останова РУ
практически неограниченное время. Состояние турбоустановки, естествен-
но, определяется процессом остывания турбины и планами дальнейшей ра-
боты блока.
Особенности пуска блока из горячего состояния:
значительно сокращается объем операций 1 и 2 этапов пуска; исключа-
ются операции разогрева, гидроиспытаний, замены газовой подушки на
паровую и т.п.;
если с момента остановки блока до начала пуска прошло менее 3 суток,
то, как уже говорилось, не требуется полной проверки всех систем, за-
щит, блокировок, уставок и т.д., включая и системы безопасности; про-
веряются или испытываются только те элементы, которые отказали или
на которых производился ремонт;
системы, находящиеся в рабочем режиме, не проверяются;
при кратковременной стоянке турбина может сохраниться в горячем
или неостывшем состоянии, что дает возможность более быстрого вво-
да ее в работу и нагружения (см.гл.З первой части пособия).
Пуск блока начинается фактически с этапа 3. Причем вывод реактора из
подкритического состояния начинается сразу после ликвидации или ис-
правления причины остановки и производится в соответствии с описанным
в разд.2.2 алгоритмом при исходной стояночной концентрации борной ки-
слоты.
В инструкциях некоторых станций допускается в случае, если время по-
сле остановки реактора не превысило двух часов, начинать извлечение ОР
СУЗ при текущей концентрации жидкого поглотителя.
45
ГЛАВА 3. НОРМАЛЬНЫЙ ОСТАНОВ БЛОКА
И ДРУГИЕ ПЕРЕХОДНЫЕ РЕЖИМЫ
3.1.	ПОНЯТИЕ О НОРМАЛЬНОМ ОСТАНОВЕ
Останов энергоблока - это перевод его из режима работы на мощности с
выдачей электроэнергии в сеть в один из стояночных режимов. Останов
может быть нормальным и аварийным. Необходимо, очевидно, оговориться,
что термин «аварийный» является сегодня общепринятым. Его автор и бу-
дет употреблять в дальнейшем. Однако этот термин не сочетается с тем оп-
ределением аварии, которое дается в ОПБ-88/97 (авария - выход радиоак-
тивности за установленные границы). По-видимому, целесообразно было
бы заменить его для случая остановки реактора защитой и других
аналогичных ситуаций на другой, например, на термин «экстренный».
Под нормальным остановом блока понимается процесс остановки его
оперативным персоналом по заранее установленному алгоритму путем по-
степенного понижения мощности, а также снижения температур, давлений,
уровней и/или других технологических параметров со скоростями измене-
ния, не превышающими установленных величин (эксплуатационных преде-
лов). Нормальный останов обычно бывает плановым, т.е намеченным зара-
нее в соответствии с графиком предупредительных ремонтов, но в ряде слу-
чаев его приходится осуществлять и вынужденно (см.ниже).
Альтернативой нормальному останову является, как уже говорилось, ос-
танов аварийный, связанный с быстрым вводом в активную зону реактора
стержней аварийной защиты. Останов является аварийным независимо от
того, сработала ли защита автоматически или была «сброшена» оператором
по предусмотренным в эксплуатационных инструкциях признакам. При
аварийном останове реализуются существенно большие скорости изменения
параметров, могут возникать тепловые удары, большие термомеханические
напряжения и т.д.
Алгоритм нормального останова, в том числе скорости изменения мощ-
ности и параметров, очередность и порядок отключения оборудования, раз-
личного рода требования и ограничивающие условия тщательно прорабаты-
ваются на стадии проектирования и регламентируются в эксплуатационной
документации. Цель регламентации - гарантировать безопасность и мини-
мизировать отрицательные последствия термоциклических нагрузок, неиз-
бежно возникающих при остановках и последующих пусках, их влияние на
стойкость твэлов, на надежность и долговечность оборудования.
Нормальный останов блока производится
для выполнения плановых предупредительных ремонтов,
46
для замены ядерного топлива,
в случае появления неполадок и неисправностей, при наличии которых
работа реактора на мощности запрещается, но допускается нормальный
останов.
Примерами последних ситуаций являются отказы каналов систем безо-
пасности. •
Общий порядок нормального останова блока любого типа можно разде-
лить на четыре этапа:
1)	подготовительные операции;
2)	понижение мощности реактора до минимальной, установленной регла-
ментом, а затем до нуля; при этом технологические параметры в боль-
шинстве случаев остаются близкими к рабочим; в процессе разгрузки
блока при заданных уровнях мощности производится остановка турбин,
а затем на упоминавшейся минимальной мощности - глушение реакто-
ра;
3)	расхолаживание реакторной установки до температур, при которых
производится перегрузка или ремонт, соответственно понижаются дав-
ление и другие технологические параметры;
4)	перевод РУ и блока в целом в ремонтное и/или перегрузочное состоя-
ние.
Остановка турбогенераторов в данном случае не выделяется в отдельный
этап, хотя, естественно, после прекращения подачи пара в турбины необхо-
димо выполнить определенные работы, например, по отключению вспомо-
гательных систем турбоустановки и генератора. Однако эти работы выпол-
няются параллельно с другими и не влияют на общий процесс и длитель-
ность перевода блока в стояночный режим.
Как и в случае пуска блока, реальное содержание работ на каждом из
этих этапов для энергоблоков разных типов может значительно отличаться,
но некоторые общие черты сохраняются для всех блоков.
3.2.	ПЛАНОВЫЙ ОСТАНОВ БЛОКА ВВЭР-1000
3.2.1.	Общие положения
Поскольку все АЭС отдают производимую электроэнергию в энергосис-
тему, связаны с ней единством режима генерации и распределения энергии
и соответственно влияют на надежность работы системы и энергоснабжения
потребителей (подробнее см.тему «Работа АЭС в энергосистемах»), любое
плановое изменение мощности станции, а тем более остановка блока произ-
водятся только с разрешения диспетчерской службы системы. Фактически
плановая остановка блока согласовывается с диспетчерской службой триж-
47
ды: сначала, когда составляется и согласовывается график остановок блоков
АЭС на плановые ремонты, второй раз, когда несмотря на согласованный
график, в соответствии с установленным порядком подается заявка на вы-
вод блока в ремонт с указанием конкретной даты и времени начала сниже-
ния мощности, и наконец, непосредственно перед снижением мощности
начальник смены АЭС получает разрешение диспетчера системы на начало
операций.
Кстати, в случае необходимости внепланового останова блока из-за ка-
ких-либо нарушений и если ситуация допускает останов с нормальной ско-
ростью маневрирования, начальник смены АЭС обязан предупредить дис-
петчера прежде, чем начнет снижение мощности. В остальном порядок ос-
танова блока в указанном случае не отличается от того, который использу-
ется при плановом останове.
В соответствии со сказанным выше в разд.3.1 останов блока производит-
ся в несколько этапов. При этом блок последовательно переводится персо-
налом из состояния «работа на мощности» в состояние «горячий останов»,
затем в «холодный останов» и, наконец, в конечное «перегрузочное (или
ремонтное) состояние».
3.2.2.	Первый этап - подготовительные операции
Подготовка блока к плановому ремонту начинается заблаговременно:
составляется перечень и график работ, готовятся инструменты, приспособ-
ления и т.д., но все это выходит за рамки настоящей главы. В ней будут рас-
сматриваться только действия оперативного персонала в процессе останова
блока, а в этом параграфе - подготовительные операции, выполняемые опе-
ративным персоналом.
Исходное состояние блока.
1.	Реактор на энергетическом уровне мощности. ОР СУЗ групп 1-4, 6-9 на
верхних концевиках, группы 10 - в регулировочном диапазоне. Концен-
трация Н3В03 - текущая.
2.	АРМ работает в режиме «Н».
3.	В работе 2-4 ГЦН, 2-4 парогенератора, турбогенератор, системы безо-
пасности, вспомогательные и обеспечивающие системы.
4.	Параметры соответствуют рабочей мощности.
Для полной мощности
Np = 3000 МВт(тепл).;
NTr= 1000 МВт(эл);
Р! = 160 ± 1,5 кг/см2;
Твх = 289°С;
ТВЫХ=322°С;
H,^ = 8770 мм;
48
р2 = 62 кг/см2.
Снижение мощности блока начинается по распоряжению главного ин-
женера АЭС и, как уже говорилось, с разрешения диспетчера энергосисте-
мы.
До начала снижения
вводится гидразин в питательную воду для консервации поверхностей
парогенераторов;
проверяется готовность работы БРУ-К, вспомогательных питательных
электронасосов, системы расхолаживания, пускорезервной котельной
или линии подачи пара от других блоков;
проверяется работоспособность резервных и аварийных маслонасосов
основной турбины и турбопитательного насоса (ТПП);
снимается картограмма температур теплоносителя 1 контура на выходе
из тепловыделяющих сборок, фиксируются параметры 1 и 2 контуров.
3.2.3.	Второй этап - разгрузка блока
Для снижения мощности блока переключают АРМ в режим «Т», а само
снижение осуществляют, воздействуя на систему управления турбины.
Скорость снижения мощности реактора при этом не должна превышать 3%
в минуту.
Если по каким-либо причинам АРМ не может быть включен в работу в
режиме «Т», то снижение электрической мощности турбогенератора произ-
водят шагами по 5-10 МВт со средней скоростью не более 6 МВт/мин. Пе-
ред каждой ступенькой снижения уведомляется оператор реактора, который
дистанционным вводом рабочей группы ОР СУЗ понижает мощность реак-
тора так, чтобы поддерживать давление в главном паровом коллекторе
60 кг/см2.
По мере снижения мощности и соответственно средней температуры те-
плоносителя в активной зоне рабочая группа ОР СУЗ (10-я) автоматически
погружается в зону, компенсируя отрицательные мощностной и темпера-
турный эффекты. Чтобы не допустить чрезмерного опускания рабочей
группы, увеличивают расход по системе подпитки - продувки до 40 м3/час и
начинают вводить на всас подпиточных агрегатов раствор борной кислоты
из баков борного концентрата. Количество введенного бора определяется
требованием удержания рабочей группы ОР СУЗ в установленной зоне ре-
гулирования (см.рис.2.4).
В процессе разгрузки контролируются
параметры 1 и 2 контуров, турбины и генератора;
синхронность движения ОР СУЗ;
срабатывание блокировок (переключение отборов турбины, отключение
ПВД, отключение одного ТПН, переход снабжения паром собственных
49
нужд на БРУ-CH и т.д.);
При мощности 40-50 МВт(эл) (расход пара примерно 480 т/час) закры-
вают стопорные клапаны турбины, затем главную паровую задвижку и ее
байпас. Давление в главном паровом коллекторе поддерживается сбросом
пара через БРУ-К в автоматическом режиме. Контролируется выбег турбо-
генератора.
Примерно через 2 мин после закрытия стопорных клапанов электрогене-
ратор автоматически отключится от системы.
После остановки турбогенератора продолжают снижение мощности ре-
актора. При снижении расхода питательной воды до 200 т/час питание па-
рогенераторов переводится на вспомогательный питательный электронасос,
а ТПН отключается.
При мощности 3% NHOM БРУ-К переводят в дистанционный режим, а ре-
актор глушится, для чего продолжается ввод в 1 контур борной кислоты до
стояночной или при остановке на перегрузку до перегрузочной (16 г/кг)
концентрации. Для выравнивания концентрации бора в контуре и в компен-
саторе давления организуется впрыск теплоносителя в КД с небольшим
расходом.
При достижении в 1 контуре требуемой концентрации Н3ВО3 ввод бора
прекращается, но расход подпитки-продувки сохраняется не менее
30 м3/час для дегазации теплоносителя.
Затем поочередно в групповом режиме опускаются на нижние концеви-
ки все ОР СУЗ (с 10-й по 1-ую группы).
Одновременно с указанными операциями по мере снижения мощности
поднимаются в верхнее положение датчики контроля нейтронного потока
промежуточного диапазона (при N ~ 9-10% NH0M) и диапазона источника.
Автоматически должны также включиться звуковые индикаторы разгона.
Итак, в результате выполненных операций РУ находится в состоянии
«горячий останов»:
реактор заглушен, концентрация Н3ВО3 равна стояночной (при останов-
ке на перегрузку - не менее 16 г/кг), все ОР СУЗ на нижних концевиках;
-	Р|=160 кг/см, Т1=270-280°С, Р2=62кг/см2;
ГЦН работают, ПГ в паровом режиме со сбросом пара через БРУ-К в
конденсатор турбины.
3.2.4.	Третий этап - расхолаживание РУ
До начала расхолаживания 1 контура отключают 2 ГЦН, подпитывают
1 контур до изменения уровня в КД с 4500 до 11600 мм (регулируя систе-
мой подпитки-продувки), а также парогенераторы до уровня 3700 мм.
Для расхолаживания РУ увеличивают сброс пара из ПГ через БРУ-К и
регулируют его так, чтобы скорость снижения температуры не превышала
50
30°С/час.
При неработоспособности БРУ-К пар сбрасывается через БРУ-CH в тех-
нологический конденсатор.
Для обеспечения параллельного расхолаживания КД отключают нагре-
ватели и организуют непрерывный расход через него теплоносителя 1 кон-
тура (через регулятор расхолаживания). Разность температур между КД и
«горячими» нитками 1 контура поддерживается около 55°С.
Одновременно с расхолаживанием 1 контура проводятся следующие
операции.
При давлении в 1 контуре 65-90 кг/см2 отключаются от контура гидро-
емкости САОЗ (закрываются задвижки).
При давлении в 1-ом контуре ~20 кг/см2 (Т,<150°С) в КД подается азот.
Ведется подготовка к работе каналов системы аварийного и планового
расхолаживания. Для включения системы ее прогревают до температуры,
отличающейся от температуры воды в 1 контуре не более, чем на 30°С; про-
грев системы низкого давления ведется за счет работы насоса на рецирку-
ляцию, а трубопроводов высокого давления - проливом из 1 контура в при-
ямок организованных протечек.
Перевод расхолаживания на систему расхолаживания производится при
температуре 1 контура ~120°С. После перевода собирается схема для расхо-
лаживания КД с подачей воды в него через систему подпитки, затем оста-
навливаются оба ГЦН, отключаются их вспомогательные системы. Давле-
ние в 1 контуре за счет сброса азота снижается до 3-5 кг/см2, в гидроемко-
стях САОЗ - до 20 кг/см2.
Регулируя температуру 1 контура за счет расхода технической воды на
теплообменник системы расхолаживания, продолжают охлаждать I контур
(скорость - 15°С/час) до Т|<45°С (ТКд<60°С). На этом значении температу-
ра стабилизируется.
Продолжается циркуляция теплоносителя через систему подпитки - про-
дувки с расходом 40-45м3/час для «дегазации» контура.
Таким образом, РУ переведена в режим «холодный останов».
1.	Реактор заглушен. Все ОР СУЗ опущены. Концентрация Н3ВО3 >16 г/кг
(или стояночная).
2.	Pj = 3-5 кг/см2, Т,< 45°С, Ткд < 60°С.
3.	Нкд= 11600+200 мм.
4.	В работе 1 канал системы расхолаживания 1 контура.
5.	В ПГ уровень воды -3700 мм.
3.2.5.	Четвертый этап - перевод РУ в режим «перегрузка»
Останавливается подпиточный агрегат. Контур поддренируется до появ-
ления уровня в реакторе (4,5 м по показанию уровнемера реактора, что со-
51
ответствует уровню -5,25 м в КД). В реактор и коллекторы ПГ подается
азот из КД.
Давление в 1 контуре сбрасывается до атмосферного.
Далее работы ведутся по двум взаимосвязанным направлениям:
с одной стороны, разуплотняется главный разъем и затем производится
разборка реактора и подготовка его к перегрузке;
с другой стороны
проверяется работа насосов расхолаживания бассейнов выдержки
ТВС (1 - в работе, 1 - в резерве);
проверяется концентрация бора в бассейне и в баке, из которого бу-
дет заполняться бассейн;
извлекается гидрозатвор (шандора);
шахта реактора и бассейн заполняются водой с раствором борной ки-
слоты 16 г/кг до уровня 34 м.
Перегрузка может быть начата не раньше, чем через 72 часа после того,
как реактор заглушен.
3.3.	ДРУГИЕ ПЕРЕХОДНЫЕ РЕЖИМЫ
3.3.1.	Перевод блока с одного уровня мощности на другой
Повышение или понижение мощности энергоблока, когда все его обо-
рудование и системы исправны, производится обычно по требованию дис-
петчерской службы энергосистемы. Переход на новый уровень мощности в
этом случае осуществляется со скоростями, указанными в табл.3.1.
При выборе скорости подъема мощности после работы на пониженном
уровне определяющим фактором является величина этой пониженной
мощности и длительность работы на ней, исходя из понятия «освоенной»
мощности и возможности «приработки» топлива и оболочки твэлов (см.
разд. 1.1). Существенно, что для «освоенной» и «неосвоенной» мощностей
устанавливаются разные допустимые скорости подъема нагрузки, отли-
чающиеся в десятки раз. Пределы мощности, в которых может происходить
«приработка», для твэлов ВВЭР-1000 установлены с запасом и составляют
50-100% от номинальной, а время в течение которого она происходит, -
12 суток.
Таким образом, при пуске блока после длительного ремонта или пере-
грузки, если до остановки он работал на номинальной мощности, подъем
мощности до любого уровня вплоть до номинального ведется со скоростями,
указанными в графе 2, но, если в процессе пуска произошла задержка и блок
проработал более 12 суток на Ыпониж, находящейся в диапазоне 50-98% от
номинальной, последующий подъем мощности ведется уже со скоростями,
52
РЕЖИМЫ ИЗМЕНЕНИЯ МОЩНОСТИ РЕАКТОРНОЙ УСТАНОВКИ ВВЭР-1000
53
указанными в графе 3 табл.3.1.
Аналогично, если мощность блока, работавшего на уровне 50-100%, была
понижена до некоторой М|10нНЖ, находящейся в диапазоне 50-98% от номи-
нальной, и на этом уровне блок проработал более 12 суток, последующий
'подъем мощности до любого уровня вплоть до номинальной ведется со ско-
ростями, указанными в графе 3; если менее - со скоростями, указанными в
графе 2.
Далее, если блок проработал на NnoHirat, находящейся в указанном выше
диапазоне, более 12 суток, а затем произошло дальнейшее снижение до
Мте1(ущ < Мпониж и на этой мощности NTel<ylu РУ проработала менее 12 суток,
подъем мощности от NTCKyul до Мпониж ведется со скоростями, указанными в
графе 2, а от NnouH« ДО NH0M - согласно требованиям графы 3.
Наконец, если в рассматриваемом в предыдущем абзаце случае РУ про-
работала на Ь1тскущ более 12 суток, то возможны следующие варианты:
NTCKyiu > 50% NH0M - набор нагрузки от NTCKyiu до NH0M производится в соот-
ветствии с графой 3;
- NTCKyiu < 50% NI1OM - набор нагрузки от NTCKyui до Мпониж производится по
требованиям графы 2, а от МПО11ИЖ до N„0M - в соответствии с графой 3.
3.3.2.	Подключение или отключение циркуляционных петель при ра-
боте блока на мощности
Необходимость отключения петли при работе блока возникает чаще все-
го из-за появления каких-либо дефектов или признаков неисправностей в
оборудовании этой петли, например, из-за роста температуры подшипников
ГЦН, неисправности арматуры обвязки парогенераторов и т.п. Если рассмот-
реть для примера рост температуры подшипников ГЦН, то при достижении
ею заданной уставки технологическая защита отключит ГЦН, соответствен-
но отключится петля. Но рост этой температуры обычно фиксируется
персоналом значительно раньше достижения уставки. Если принимаемыми
мерами (проверка режима маслосистемы, увеличение расхода масла на ох-
лаждение, понижение его температуры и т.п.) с ростом справиться не удает-
ся, то персонал извещает диспетчера энергосистемы о предстоящем сниже-
нии мощности и сам отключает петлю.
Алгоритм такого отключения разрабатывается так, чтобы снизить термо-
механические напряжения, возникающие при любом переходном процессе.
Для ВВЭР-1000 регламентом предусмотрен следующий порядок. Разре-
шается отключение одной петли (одного ГЦН) из трех или четырех рабо-
тающих. Перед отключением этой петли (ГЦН) блок должен быть разгружен
до мощности, соответствующей остающемуся количеству работающих насо-
сов. Затем ГЦН отключается, уставки защит по мощности переводятся на
новые значения.
54
Если остановка петли связана с необходимостью проведения работ на па-
рогенераторе, то допускается отключение ПГ по питательной и продувочной
воде и по пару.
Необходимость подключения . петли при работе реактора на мощности
возникает часто при запаздывании с окончанием ремонта какого-то оборудо-
вания в период остановки блока на плановый ремонт. В этом случае, чтобы
не задерживать пуск блока в целом, его пускают, например, без одной петли,
а при ее готовности - подключают ее «на ходу».
Регламентом предусмотрен следующий порядок подключения одной пет-
ли (ГЦН) к двум или трем работающим:
мощность реактора снижается до соответственно 20 или 30% от номи-
нальной для уменьшения эффектов локального всплеска энерговыделе-
ния, влияющего на работоспособность оболочек твэлов (см.разд. 1.1);
-	в подключаемом парогенераторе поддерживается нормальный уровень и
качество воды, он сообщен по пару с коллектором;
-	АРМ находится в режиме поддержания нейтронной мощности;
-	включается ГЦН, контролируется стабилизация технологических пара-
метров.
После стабилизации параметров мощность реактора может быть увеличе-
на до значения, соответствующего новому числу работающих петель (ГЦН) в
соответствии с требованиями табл.3.1.
55
• ГЛАВА 4. НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ
ПЕРЕХОДНЫХ РЕЖИМОВ БЛОКОВ ВВЭР-440
Энергоблоки ВВЭР-440 были первыми серийными блоками типа ВВЭР.
Проекты первых из них создавались в конце 60-х - начале 70-х годов и ес-
тественно несли иа себе подходы, представления, принципы, возможности
того времени. Накопленный к настоящему времени опыт эксплуатации АЭС
во всем мире заставил пересмотреть многие из требований к АЭС и
проектных решений, в первую очередь, с точки зрения обеспечения безо-
пасности.
Энергоблоки ВВЭР-440 заметно отличаются от блоков ВВЭР-1000 по
параметрам, конструкциям оборудования, технологическим, электрическим
и другим схемам, построению систем безопасности и т.д. Все это, безуслов-
но, сказывается на режимах работы блоков как стационарных, так и пере-
ходных.
В настоящей главе рассматриваются некоторые особенности переходных
режимов ВВЭР-440.
4.1.	ПУСК ЭНЕРГОБЛОКА ВВЭР-440
Общий порядок пуска блоков ВВЭР-440, последовательность
технологических операций, а также ограничения при их выполнении,
проверенные и отработанные в процессе эксплуатации этих блоков,
послужили основой для разработки переходных режимов для ВВЭР-1000.
Поэтому процесс пуска ВВЭР-440 близок к описанному в разд.2.2 и 2.3.
Безусловно, поскольку это разные установки, нет обязательного совпа-
дения численных значений используемых параметров, например, давление
газа в компенсаторе давления, необходимое для бескавитационной работы
ГЦН, и в ВВЭР-1000, и в ВВЭР-440 составляет 2 МПа, но минимально до-
пустимое число работающих насосов отличается (2 и 3 соответственно).
Испытания на плотность или прочность проводятся при одной и той же до-
пустимой температуре, но вывод реактора из подкритики - при разных не
только температурах, но и состояниях РУ. Остановимся подробнее на неко-
торых различиях процессов и их причинах.
Исходное состояние (холодный останов или перегрузочное) отличает-
ся в случае ВВЭР-440 способом отвода тепла от первого контура. В ВВЭР-
1000 отвод тепла от активной зоны осуществляется за счет естественной
циркуляции теплоносителя по всем петлям, а отвод тепла от контура произ-
водится специальной системой планового и аварийного расхолаживания. В
56
ВВЭР-440 последней системы нет. Отвод тепла от контура осуществляется
в парогенераторах, работающих в так называемом «водо-водяном режиме».
Суть этого режима заключается в том, что ПГ заполняется водой полно-
стью, включая паровой коллектор и часть паро.;роводов. Нагретая в ПГ вода
охлаждается в специальном теплообменнике или технологическом конден-
саторе и возвращается в ПГ. Отвод тепла может осуществляться через одну
петлю (ПГ), еще одна петля должна быть готова к работе, а остальные петли
1 контура (и их ПГ) могут быть отсечены задвижками и сдренированы.
Подключение таких петель к контуру связано с проблемой исключения
возможности ввода положительной реактивности. С этой точки зрения ог-
раничена допустимая разница температур и концентраций бора в момент
подключения между петлей и остальным контуром.
2.	Разогрев 1 контура осуществляется так же, как и в случае ВВЭР-1000
- за счет работы насосов. При температуре ниже 190°С разрешена работа не
более 5 ГЦН, выше - 6. Скорость разогрева, реально получающаяся при
этом, около 9°С/час. Допустимая скорость (20°С/час) достигается после вы-
вода реактора на мощность.
3.	Вывод реактора из подкритического состояния разрешается после
достижения рабочего давлении 12,3 ± 0,2 Мпа (125 ± 2 кгс/см2) и при темпе-
ратуре не ниже 190°С, если к этому моменту обеспечено отрицательное
значение коэффициента реактивности по температуре теплоносителя, а
также выполнены другие требования регламента по количеству включенно-
го в работу оборудования и проверке систем безопасности.
После пуска реактора разогрев контура ведется со скоростью 20°С/час,
для чего мощность реактора поднимается до -3%. Таким образом, четвер-
тый этап пуска для случая ВВЭР-440 связан не только с увеличением мощ-
ности, но и с дальнейшим разогревом РУ до состояния «горячего останова».
4.	Включение турбин в данном случае (при работающем реакторе) воз-
можно еще до достижения в парогенераторах номинальных параметров.
Поочередный пуск турбин может быть осуществлен при давлении пара не
ниже 4,0 МПа и при мощности реактора 8-10%. После включения в сеть на
каждый турбогенератор набирается нагрузка -10 МВт. Дальнейший подъем
нагрузки производится ступенями поочередно на каждом турбогенераторе;
величина ступени 5 МВт.
5.	Подъем мощности блока производится со скоростью 3-5 МВт/мин с
выдержками для выравнивания распределения энерговыделения по актив-
ной зоне. Рекомендуются выдержки на следующих уровнях мощности:
30	% - не менее 3 час;
60-70%- 10-12 час;
80-90% - 24 час.
57
4.2.	ОСТАНОВ-БЛОКА ВВЭР-440
Процесс очень близок к останову ВВЭР-1000.
1.	Разгрузка блока ведется со скоростью 5 МВт/мин до нагрузки, обес-
печивающей собственные нужды блока (15 МВт на каждый турбогенера-
тор). Давление в паровом коллекторе при этом поддерживается постоянным
4,0-4,5 МПа. Затем питание собственных нужд переводится на пуско-
резервные трансформаторы, а ТГ отключаются. Глушение реактора произ-
водится опусканием органов СУЗ до нижних концевых выключателей. От-
личие в данном случае в том, что поскольку органы воздействия на реак-
тивность в ВВЭР-440 имеют ббльшую эффективность, достаточную для
компенсации вводимой при расхолаживании положительной реактивности,
срочного ввода в контур борной кислоты перед расхолаживанием не требу-
ется.
2.	Расхолаживание РУ ведется вначале за счет понижения давления в
парогенераторах. При температуре контура около 120-140°С ПГ переводят-
ся в водо-водяной режим, обеспечивая снижение температуры в контуре
ниже 100°С. В дальнейшем петли, не нужные для отвода тепла, могут быть
отсечены.
58
»	Приложение 1
(СОСТОЯНИЕ СИСТЕМ И ОБОРУДОВАНИЯ ПЕРЕД ПУСКОМ
ЭНЕРГОБЛОКА
(сокращенная выписка из технологического регламента)
1.	СИСТЕМЫ И ОБОРУДОВАНИЕ НОРМАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
1.1.	Реакторная установка находится в холодном состоянии.
1.2.	Состояние главной схемы электрических соединений и системы
электроснабжения собственных нужд (СН) энергоблока должны отвечать
следующим требованиям:
1)	главная схема выдачи мощности АЭС и противоаварийная автоматика
(ПА) обеспечивают выдачу генерируемой мощности АЭС с учетом пускаемого
блока;
2)	блочные трансформаторы и рабочие трансформаторы СН поставлены под
нагрузку СН к моменту начала разогрева из холодного состояния;
3)	секции резервного питания высокого напряжения 6кВ запитаны от
резервных трансформаторов СН;
4)	секции высокого напряжения 6 кВ нормальной эксплуатации запитаны от
трансформаторов СН, выключатели резервных вводов этих секций поставлены
на автоматику включения резерва (АВР);
5)	все секции низкого напряжения (0.4 кВ) СН запитаны через рабочие
вводы; допускается замена не более одного рабочего трансформатора (6;
0.4 кВ) в каждой группе секций резервным трансформатором;
6)	обеспечено электропитание БЩУ и РЩУ с рабочих и резервных секций
СН надежного питания, подано питание на местные щиты управления
энергоблока.
\ 1.3. Проверены величины уставок и цепи формирования сигналов звуковой и
. световой сигнализации БЩУ и РЩУ. Сигнализация введена в работу.
Проверены контроль и управление оборудованием с РЩУ.
Примечание: работоспособность звуковой и световой сигнализации
контролируется 1 раз в смену проверкой от ключа с записью в оперативном
журнале.
59

1.4.	Проверено и. введено в работу штатное и аварийное освещение в
помещениях энергоблока.
1.5.	Опробована и находится в исправном состоянии поисковая и телефонная
оперативная связь с помещениями и рабочими местами энергоблока, а также
каналы прямой связи (с ВПЧ, охраной и др.).
1.6.	В работе система пара СН энергоблока. Обеспечена возможность подачи
пара от внешних источников (общестанционной магистрали связи с другими
энергоблоками) ко всем потребителям в требуемом количестве и надлежащих
параметров.
1.7.	Система технического водоснабжения неответственных потребителей, а
также система циркуляционного водоснабжения работают в проектном режиме,
обеспечивая подачу проектного расхода к потребителям. Температура воды в
проектном диапазоне.
Находится в рабочем состоянии по проектной схеме система сброса тепла
энергоблока (градирни или пруд-охладитель, брызгальный бассейн).
1.8.	Система раздачи азота высокого и низкого давления находится в состоянии
готовности к работе. В рессиверах азота находится его эксплуатационный запас
при рабочем проектном давлении. Обеспечивается подача азота ко всем
потребителям. Качество азота должно соответствовать требованиям ГОСТ
(сорта 1).
1.9.	Вентсистемы и системы холодоснабжения энергоблока включены в работу
по проектной схеме.
1.10.	Система дозиметрического контроля включена в работу по проектной
схеме. Опробована работа сигнализации этой системы.
1.11.	Спецканализация реакторного отделения и спецкорпуса, система
дренажей турбинного отделения находятся в работоспособном состоянии. Бак
трапных вод спецканализации реакторного отделения, дренажные баки и
приямки трапных вод машзала подготовлены к приему дренажей.
1.12.	Включена в работу в полном объеме АСУ ТП энергоблока.
1.13.	Импульсные линии КИП продуты. Проверены на функционирование и
включены в работу приборы. Обеспечивается в полном объеме контроль,
изменение и регистрация параметров энергоблока на БЩУ, РЩУ и местных
щитах управления.
1.14.	Должна быть проверена исправность арматуры и ее цепей управления;
испытана на герметичность и опробована арматура, прошедшая ремонт
60
у,
(ревизию) по электрической или механической части. Проверено управление
арматурой с БЩУ и РЩУ.
Предохранительные клапаны оборудования энергоблока должны быть
V работоспособны и подготовлены к работе. Запрещается пуск энергоблока при
неработоспособном состоянии хотя бы одного ИПУ КД. Аналогично запрещено
начинать разогрев блока при неисправности хотя бы одного ИПУ ПГ.
Настройка и опробывание ПК-оборудования энергоблока производится по
цеховым графикам проверки и опробования.
1.15.	Состояние оборудования и систем СВО АЭС должно удовлетворять
следующим требованиям:
1)	подготовлены к работе установка очистки трапных вод, установка очистки
вод БВ, установка очистки продувочной воды ПГ, установка регенерации
борной кислоты (СВО 3,4,5,6); обеспечена возможность регенерации фильтров
этих установок;
2)	не менее половины баков установок СВО опорожнены и подготовлены к
приему сред.
1.16.	Подготовлен необходимый запас (не менее 500 м3) дистиллата в баках для
подпитки 1 контура. Не менее 2-х насосов системы дистиллата подготовлены к
работе. Качество дистиллата соответствует нормативным показателям
(«Временные нормы на ведение ВХР 1 контура с реактором типа ВВЭР-1000»),
1.17.	Мешалки приготовления раствора борной кислоты и система подачи этого
раствора к потребителям находятся в состоянии готовности к работе.
1.18.	В двух или одном баке очищенного борного концентрата подготовлен
запас боросодержащей воды (не менее 200 м3). Качество воды должно
соответствовать нормативным показателям («Временные нормы на ведение
‘. ВХР 1 контура с реактором типа ВВЭР-1000»). Концентрация НЗВОЗ -
40 г/кг.
1.19.	Подготовлен свободный объем (не менее 470 м3) в баках для приема
сбрасываемых вод 1 контура.
1.20.	Система промконтура находится в работе. Вода промконтура с проектным
, расходом подается ко всем потребителям реакторного отделения. Уровень
дистиллата в дыхательном баке системы является номинальным по уровнемеру.
Качество воды промконтура соответствует нормативным показателям.
Температура воды в проектном диапазоне.
1.21.	Система спецгазоочистки и газовых сдувок в работе по проектной схеме.
61
1.22.	Система организованных протечек I контура подготовлена к работе. Бак
оргпротечек находится под проектным разрежением за счет работы газодувок
СГО. Уровень в баке минимальный для режима нормальной эксплуатации.
1.23.	Система компенсации давления подготовлена к работе.
Электронагреватели КД в работоспособном состоянии. Уровень воды в КД
пусковой - 11600-11700 мм.
Бак-барботер (ББ) заполнен водой до номинального уровня (1770 мм).
Проверена целостность его разрывных мембран. Температура воды находится в
установленных пределах (20-60°С). Качество воды соответствует нормативным
показателям. Готовы к работе системы поддержания уровня в ББ и сдувок из ББ.
1.24. Система маслоснабжения реакторного отделения находится в состоянии
готовности к работе.
Бак аварийного слива масла и бак для слива масла из поддонов опорожнены
и подготовлены к аварийному приему масла.
В каждом маслобаке подпиточных агрегатов создан необходимый запас,
номинальный уровень 1100 мм, минимальный уровень 800 мм, номинальный
обьем масла 4,4 м’.
В каждом баке системы маслоснабжения ГЦН создан оперативный запас
масла 1200-1300 мм при отключенной системе, при работающей - номинальный
уровень 750 мм, минимальный уровень 400 мм.
Качество масла должно соответствовать нормативным требованиям (ГОСТ
9972-74, ГОСТ 32-74 или ТУ 38-1084-80).
1.25.	Система подпитки-продувки в состоянии готовности к работе, готовы к
работе не менее двух подпиточных насосов (ПН).
Деаэратор подпитки 1 контура заполнен до номинальнного уровня борной
водой, концентрация бора соответствует контурной.
Деаэратор борного регулирования опорожнен, конденсат из него
сдренирован полностью (для исключения случайного попадания чистого
конденсата в 1 контур).
1.26.	Система подготовки проб в работе. Включена система автоматического
радиационного контроля воды 1 контура. Система борометров готова к работе.
Ручной отбор проб производится с утвержденной периодичностью. Включена
система автоматического химического и радиационного контроля воды
2 контура.
1.27.	Установка СВО-2 подготовлена к работе. Свежеотрегенерированные
фильтры установки, не насыщенные Н3ВО3 до стояночной концентрации,
62
разрешается включать в работ}' только перед началом вывода бора. Фильтры,
насыщенные до стояночной концентрации, разрешается включать при
необходимости ранее.
1.28.	Реактор и главный циркуляционный контур (ГЦК) подготовлены к работе,
их состояние должно отвечать следующим требованиям.
!) Закончены операции по перегрузке топлива реактора, проверено
соответствие загрузки его активной зоны утвержденной картограмме очередной
топливной загрузки реактора, проверено наличие данных о нейтронно-
физических характеристиках активной зоны реактора, которые должны
содержать, в частности, расчетные данные по запасу реактивности на
выгорание, эффективности ОР СУЗ, по коэффициентам реактивности, уровням
стационарного и нестационарного отравления ксеноном-135 и самарием-149,
выбор группы ОР СУЗ, используемой при управлении реактором.
2)	. Подкритичность реактора обеспечена за счет заполнения раствором
борной кислоты с концентрацией, определенной для принятой
продолжительности кампании топливной загрузки реактора 16 г/кг.
3)	. Все приводы СУЗ сцеплены со своими ОР; произведена проверка
сцепления штанги привода ОР СУЗ со сборкой ПЭЛ при помощи динамометра;
а также проверка фиксации сцепленного состояния по перемещению штока
фиксатора.
4)	.Надежно отключены трубопроводы низкого давления вспомогательных
систем РУ с помощью граничной арматуры этих систем от трубопроводов
высокого давления, за исключением систем аварийного газоудаления из
1 контура, дренажа петель и воздухоудаления из автономных контуров ГЦН.
Электропривод арматуры в этом положении обесточен, ручные дублеры
замкнуты на цепи с замками и вывешены плакаты «Не открывать - грозит
аварией». Отключение этих трубопроводов проверяет НС РЦ.
Надежность отключения контролируется ежесменно по сигнализации на
БЩУ и состоянию шкафов управления. Шкафы, в которых находятся автоматы
и рубильники снятия питания с силовых и управляющих цепей, после
приведения автоматов и рубильников в положение, обеспечивающее снятие
напряжения с электроприводов, должны быть заперты на замок и опечатаны.
Ключ от замка должен храниться у НС АЭС. Управление этой арматурой
производится только по распоряжению главного инженера станции (ГИС).
5)4Оборудование РУ собрано и уплотнено, произведена сборка и уплотнение
реактора, дозаполнение ГЦК водой с температурой в пределах 20-60°С и
63
качеством, соответствующим нормативным показателям и контролем
воздухоудаления; содержание бора в подаваемой воде должно быть не ниже
имеющегося в ГЦК, давление в 1 контуре- 5 кгс/см*.
Запрещается дозаполнение (заполнение) ГЦК при расхоложенном реакторе,
если температура воды отличается от температуры металла корпуса реактора,
ГЦТ, ГЦН или ПГ более допустимой величины (30°С).
6)	. Установка (СВО-1) байпасной очистки воды 1 контура подготовлена к
работе.
7)	. Нейтронный поток реактора контролируется с помощью АКНП. Каналы
ионизационных камер (ИК) продуты и заполнены азотом при проектном
давлении Ра6с (1,0-1,5 кгс/см2), арматура на подаче и отводе азота в каналы
закрыта.
8)	. Осуществлено электрическое соединение с помощью штепсельных
разъемов контроля энерговыделения и каналов температурного контроля с
аппаратурой ВРК.
9)	. В работе система контроля протечек плотности разъемов оборудования
1 контура, давление в межпрокладочном пространстве этих разъемов
отсутствует.
10),Состояние гидроамортизаторов проверено и удовлетворяет требованиям.
11). Проверена система локализации гермообьема на предмет закрытия
арматуры на системах обеспечения ремонта, перегрузки топлива,
пневмоиспытаний, дезактивации.
Ответственным за обеспечение требований данного подраздела является
ЙСБ. Результаты проверки, выполняемой по указанию НСБ, должны быть
отражены в оперативном журнале НСБ.
1.29.	Все ГЦН подготовлены к работе. На ГЦН, не участвующие в пуске
энергоблока, подача охлаждающей воды промконтура и уплотняющей воды
обязательна.
1.30.	Проверены технологические помещения 1 контура (согласно
утвержденному перечню) на отсутствие людей, сгораемых и взрывоопасных
предметов. По окончании проверки эти помещения должны быть опечатаны и
закрыты. Блокировка открытия (закрытия) основного и аварийного
гермошлюзов введена в работу. Результаты проверки оформляются записью в
оперативном журнале НСБ, проверку производит НС РЦ.
Требования по чистоте гермозоны перед пуском блока после планово-
предупредительного ремонта:
64
а)	удалены из гермообьема горючесмазочные материалы, баллоны с
горючими газами и кислородом, а также лакокрасочные материалы и смолы;
газовые разводки (ацетилен, аргон) должны быть надежно перекрыты запорной
арматурой, замкнутой на замки;
б)	восстановлена проектная теплоизоляция на оборудовании и
трубопроводах после проведения планово-предупредительного ремонта;
в)	помещения гермообъема очищены от мусора, демонтированы все
временные конструкции, установленные в период планово-предупредительного
ремонта; проведена влажная уборка поверхности шкафов, сборок, оборудование
протерто от пыли, очищены и освобождены для свободного прохода перекрытия
отметок и лестничные пролеты;
г)	транспортно-технологическое оборудование находится на штатных
местах;
д)	трапы системы спецканализации из гермообьема находятся в исправном
состоянии;
е)	приемка оборудования и помещений на чистоту производится комиссией,
назначенной главным инженером станции.
1.31.	Введены в работу системы контроля уровня воды в ПГ (КУП).
Произведена проверка работы уровнемеров ПГ сличением показаний разных
уровнемеров. Если показания однотипных уровнемеров имеют разницу более
30 мм на одном ПГ, то в этом случае необходимо произвести контроль
правильности работы системы измерения уровня.
Каждый ПГ заполнен по 2 контуру водой до пускового уровня (3750 мм).
Качество воды должно соответствовать нормам. Заполнение ПГ должно быть
закончено до начала разогрева 1 контура для проведения испытаний на
плотность.
1.32.	Произведена проверка срабатывания и правильности уставок
технологических защит и блокировок (ТЗБ) систем и оборудования энергоблока
согласно карте уставок.
Опробование ТЗБ с воздействием на исполнительные органы и устройства;
АВР оборудования с включением в работу резервного агрегата должно
производиться в полном объеме перед каждым пуском при простое энергоблока
и оборудования 7 суток и более. При недопустимости проверки исполнительных
операций в связи с состоянием агрегата (органа) проверка защиты производится
без воздействия на агрегат (орган).
65
При останове блока до 3 суток и при условии, что в цепях защит не
производились ремонтные работы или с них не снималось напряжение,
проверку защит и блокировок допускается не производить. При останове блока
продолжительностью от 3 до 7 суток и при тех же условиях проверку защит и
блокировок допускается не производить, за исключением аварийной и
предупредительной защит реактора и защит, включающих системы
безопасности, которые проверяются в полном объеме после каждого останова.
Комплексное опробование ТЗБ и АВР выполняется персоналом смены РЦ,
ТЦ, ХЦ, ЦТАИ и ЭЦ под руководством начальника смены (НС) подразделения
по принадлежности оборудования с записью результатов в соответствующей
документации оперативного персонала, например, НС блока.
1.33.	Введены в работу технологические защиты энергоблока. Устройства ввода
в работу защит при их наличии и изменения уставок, а также приборы,
включенные в защиту, должны быть закрыты и опломбированы.
1.34.	Состояние остальных систем, прямо не влияющих на готовность
энергоблока к пуску и на его работу, определяется технологической
необходимостью их использования и производственными инструкциями.
2.	СОСТОЯНИЕ СИСТЕМ БЕЗОПАСНОСТИ ПЕРЕД ПУСКОМ
ЭНЕРГОБЛОКА
2.1.	Система аварийного электроснабжения энергоблока опробована и должна
отвечать следующим требованиям.
1)	. Секции надежного питания 6 и 0.4 кВ потребителей 1 и 2 групп и щит
постоянного тока (ЩПТ) запитаны через рабочие вводы от ТСН.
2)	. Все дизель-генераторы (ДГ) находятся в состоянии готовности к работе,
опробован их автоматический запуск. Время их вывода на номинальные
обороты не должно превышать 15 сек.
Автоматика запуска схемы ступенчатого подключения нагрузки ДГ
подготовлена к работе.
Расходные баки топлива и масла ДГ заполнены до номинального уровня ( в
расходном баке топлива находится запас топлива 10 т, в расходном баке масла
находится запас масла 4 м’ и имеется свободный объем 6 м3 для аварийного
слива масла с ДГ). В каждом баке промежуточного склада создан запас топлива
66
в соответствии с требованиями для обеспечения бесперебойной работы ДГ в
течение двух суток.
Качество масла и топлива соответствует требованиям ГОСТ 12337-81 и
ГОСТ 305-82 соответственно.
3), Аккумуляторные батареи и АБП в работе.
Сделана запись в соответствующей оперативной документации о готовности
к выводу реактора на мощность за подписью начальника ЦТАИ.
2.2.	Произведена комплексная проверка аппаратуры контроля нейтронного
потока (АКНП) и электрооборудования СУЗ:
1)	устройств РОМ и АРМ;
2)	устройств управления и контроля за положением ОР СУЗ; устройств
электропитания СУЗ;
3)	устройств формирования сигналов АЗ, ПЗ.
2.3.	Активная подсистема САОЗ опробована и находится в состоянии
готовности к работе.
В каждом из 6 баков запаса концентрированного раствора борной кислоты
(40 г/кг) системы аварийного ввода высокого давления создан проектный запас
(15 м’) с температурой в установленных пределах 20-60°С. Качество раствора
должно удовлетворять нормативным требованиям.
Бак аварийного запаса раствора борной кислоты (бак-приямок) заполнен
боросодержащей водой с концентрацией, соответствующей принятой
продолжительности кампании топливной загрузки 16г/кг и температурой в
пределах 20-60°С и до уровня не менее проектного (500 м3). Качество воды
должно соответствовать нормативным показателям.
2.4.	Три из четырех гидроаккумулирующих емкостей (ГАЕ) пассивной части
САОЗ подготовлены к работе и отключены от циркуляционного контура.
Оставшаяся ГАЕ подготовлена к работе и испытаниям с проливом раствора
борной кислоты в реактор.
2.5.	Система защиты оборудования 1 и 2 контуров от превышения давления
находится в состоянии готовности к работе. ИПУ КД, ПК САОЗ, ИПУ ПГ и
БРУ-А в работоспособном состоянии.
2.6.	Локализующая (отсечная) арматура вместе со своими приводами (пневмо- и
электро-) и цепями управления опробована и находится в рабочем положении.
Система воздухоснабжения пневмоприводов находится в работе. Все три
компрессорные установки высокого давления работоспособны. В ресиверах
67
сжатого воздуха находится эксплуатационный запас воздуха при проектных
давлении и температуре.
2.7.	Спринклерная система опробована и находится в состоянии готовности к
работе. В каждом баке раствора реагентов системы подготовлено не менее
обусловленного проектом объема (6 м3) боросодержащей воды и химреагента.
Качество раствора в баках и при работе спринклерной установки должно
соответствовать нормативным показателям.
2.8.	Система аварийной подачи питательной воды в ПГ опробована и находится
в состоянии готовности к работе. Ежегодно перед пуском после перегрузки
производится опробование насосов и арматуры от ключей управления. Такое же
опробование производится при каждом останове на срок более 3 суток с
расхолаживанием.
В каждом баке системы подготовлено не менее установленного проектом
объема (470 м’) обессоленной воды. Качество воды должно соответствовать
нормативным показателям. Уровень в каждом баке не менее 5200 мм.
2.9.	Быстрозапорные отсечные клапаны находятся в состоянии готовности к
работе.
2.10.	Система технического водоснабжения ответственных потребителей
(гр.А) находится в работе, обеспечивая подачу проектного расхода к
потребителям. Уровень воды в баке запаса технической воды гр.А - 4100 мм
(объем 80 м3).
2.11.	Все три активных канала системы аварийного расхолаживания готовы к
работе, один из каналов в работе для отвода остаточных энерговыделений.
2.12.	Система дожигания водорода в состоянии готовности к работе.
2.13.	Система аварийного газоудаления готова к работе.
2.14.	Произведено испытание герметичной оболочки (ГО) на плотность при
заданных параметрах избыточного давления (0,7 кгс/см2) внутри оболочки.
Результаты испытаний должны соответствовать установленным требованиям.
Испытания на плотность должны производиться один раз в год, а также
после каждого нештатного разуплотнения контура герметизации (врезка в
резервные проходки и т.п.). Не допускается эксплуатация блока при
несоответствии плотности ГО установленным требованиям.
Локальные испытания отсечной арматуры на системах поддержания
разрежения и на спецканализации ГО должны проводиться перед испытаниями
ГО на плотность.
68
Экспресс-опробование контура герметизации вакуумированием с помощью
вытяжной вентсистемы проводить перед каждым пуском энергоблока после
останова с проведением ремонта элементов контура герметизации, но не реже
одного раза в год. Готова к работе система контроля напряженного состояния
материалов ГО.
2.15.	Должны производиться регулярные (не реже 1 раза в 4 года) наблюдения
за креном реакторного отделения. В случае крена свыше 1:10000 Главный
конструктор и Генпроектант должны принять решение о возможности
дальнейшей эксплуатации.
В процессе эксплуатации должен осуществляться регулярный контроль за
напряженно-деформированным состоянием ГО; за системой предварительного
напряжения ГО: анкерами, смазкой, арматурной проволокой с целью
определения их целостности и отсутствия следов коррозии; за состоянием
антикоррозионного покрытия герметизирующей облицовки (при обнаружении
следов нарушений - восстановить). При обнаружении отступлений от
установленных требований по результатам обследований решение о дальнейшей
эксплуатации принимает Генпроектант.
2.16.	Кроме указанного выше, готовность систем включает в себя условия
безопасной эксплуатацим систем и оборудования, указанные в отдельной главе
Регламента. Требования к готовности систем, не указанных выше, приведены в
этой же главе.
2.17.	Перед пуском энергоблока должны быть выполнены следующие
мероприятия:
проверено отсутствие посторонних предметов, которые могут перекрыть
сливные ответстия в боксах, шахтах ревизии ВКУ, БЗТ и приемных
устройствах бака аварийного запаса раствора борной кислоты;
-	из контейнерного отсека БВ, шахты ревизии ВКУ и БЗТ открыты дренажи в
ГО, электросхемы арматуры на этих дренажах разобраны;
-	сняты все шандоры между отсеками БВ и БП;
-	кассетные отсеки БВ заполнены раствором борной кислоты с концентрацией
не менее 16 r/кг до отметки перелива (+28.8 м), в том числе, при отсутствии
в них отработавшего топлива;
-	проем БВ перекрыт защитными плитами;
-	установлены страхующее устройство и траверсына БВ;
-	при закрытых транспортном люке и дверях основного шлюза разобраны
электросхемы их приводов.
69
Приложение 2
ПРОМЕЖУТОЧНЫЙ КОНТУР
1.	1. НАЗНАЧЕНИЕ И СОСТАВ СИСТЕМЫ
Назначение системы
Промежуточный контур (промконтур, ПК) - замкнутая водяная система,
предотвращающая попадание радиоактивных изотопов в техническую воду
при нарушении герметичности перечисленного ниже оборудования. Тепло,
отведенное теплоносителем промконтура от потребителей (рис.1), передает-
ся технической воде в теплообменниках (ТО) ПК.
Система промконтура предназначена для отвода тепла от
теплообменников автономного контура ГЦН;
теплообменников запирающей воды ГЦН;
корпусов уплотнения валов ГЦН-195М;
- охладителя организованных протечек I контура;
доохладителя продувки 1 контура;
охладителей отбора проб из реактора; охладителя отбора проб из ком-
пенсатора;
охладителя отбора проб из газового объема барботажного бака;
охладителей отбора проб установки СВО-1;
барботажного бака;
охлаждения электромагнитов ГЦН.
Состав и расположение системы
Помимо теплообменников потребителей промконтур включает в себя
3 насоса, расположенные вне гермооболочки (отм. +6,6);
2 теплообменника, расположенные также вне гермооболочки (отм. 0,0);
дыхательный бак, размещенный на отметке 31,0 в гермозоне;
соединительные трубопроводы и арматуру.
Устройство оборудования
Насос промконтура центробежный, горизонтальный, консольный, одно-
ступенчатый. Смазка подшипников - консистентная ЦИАТИМ-202. Уплот-
нение вала - одинарное торцевое.
Привод от электродвигателя, смонтированного с насосом на общей фун-
даментной раме, осуществляется через соединительную муфту.
Контроль параметров и управление насосами с пульта БЩУ или с РЩУ.
70
Рис. I. Система промежуточного контура ВВЭР-1000:
/ - теплообменник промежуточного контура; 2 - насос; 3 — дыхательный
бак; 4 - теплообменник автономного контура ГЦН; 5 - теплообменник за-
пирающей воды ГЦН; 6 - отбор проб на датчики радиационного контроля;
7 - охладитель протечек 1 контура; 8 - охладитель барботера; 9 - доохлади-
тель продувки 1 контура; 10- охладитель отбора проб
71
Характеристики насосов
Подача в номинальном режиме при основном диаметре рабочего колеса	600 м3/ч
Напор в номинальном режиме при основном диаметре рабочего колеса .	35 м
Допустимый кавитационный запас	6 м.вод.ст
Давление на входе	не более 8 кгс/см2
кпд	62%
Утечки через уплотнение	не более 0,03 л/ч
Теплообменник промконтура представляет собой горизонтальный ко-
жухотрубный, противоточный аппарат; двухходовой по стороне трубного
пространства и с многократным поперечным обтеканием трубного пучка по
стороне межтрубного пространства. Теплоноситель промконтура движется
в межтрубном пространстве, охлаждающая среда (техническая вода) - в
трубном.
Поверхность теплообмена выполнена из 962 труб 18x1 мм.
Корпус теплообменника имеет диаметр 1200 мм. К обечайке корпуса с
2 торцов приварены решетки, к которым присоединены камеры охлаждаю-
щей воды (входа, выхода и поворотная) с эллиптическими днищами. Каме-
ры охлаждающей воды и межтрубное пространство снабжены дренажами
Ду 30. Поворотная камера трубного пространства и корпус по стороне меж-
трубного пространства имеют также воздушники Ду 15. Теплообменник
установлен на 2 опорах (подвижной и неподвижной).
Характеристики теплообменников
		Межтрубное пространство	Трубное пространство
Тепловая мощность	МВт	10,43	
Расход среды	т/час	600	950
Температура на входе	°C	60,0	33,0
Температура на выходе	°C	45,0	42,5
Давление рабочее	кгс/см2	3	3
Дыхательный бак промконтура предназначен для компенсации темпе-
ратурных изменений объема воды, заполняющей замкнутый циркуляцион-
ный контур системы. Бак имеет прямоугольную форму с высотой 1190 мм.
Объем бака (полезный) - 1 м3.
72
Некоторые защиты и блокированы системы
1.	При положении переключателя АВР насоса в положении «работа»
или «резерв» открывается задвижка на всасе этого насоса.
2.	При снижении расхода на напоре работающего насоса до 150 м’/ч
включается в работу резервный насос.
3.	При включении одного из насосов в работу открывается задвижка на
его напоре, при отключении насоса - задвижка на напоре закрывается.
4.	При снижении расхода на напоре насоса до 175 м’/ч открывается за-
движка на линии рециркуляции. При увеличении расхода до 350 м’/ч за-
движки на линии рециркуляции закрываются.
5.	При снижении уровня в дыхательном баке до 140 мм открывается за-
движка на пополнение ПК, при повышении уровня в баке до 1150 мм эта
задвижка закрывается.
2.	РЕЖИМ НОРМАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
В этом режиме работают один теплообменник, один насос, дыхательный
бак.
В резерве находятся теплообменник и насос, второй насос может нахо-
диться в ремонте.
Промконтур вводится в работу при температуре первого контура выше
70°С или перед включением в работу ГЦН. В связи с тем, что охладитель
барботажного бака и охладитель отбора проб подключаются по мере надоб-
ности, насос ПК работает в диапазоне подач от 400 до 600 м’/час в пределах
рабочей характеристики. Давление, создаваемое насосом, при этом изменя-
ется от 0,42 до 0,35 МПа.
Контроль за работой системы ведется по приборам БЩУ, по месту уста-
новки оборудования, по информации УВС. Не реже двух раз в смену стар-
ший оператор реакторного отделения обязан контролировать состояние по-
мещений, оборудования, трубопроводов, арматуры и КИП с целью своевре-
менного обнаружения отклонений от условий нормальной эксплуатации и
выявления дефектов.
3.	ПУСК ПРОМКОНТУРА
Подготовка промконтура к работе
Обычно промконтур находится в заполненном состоянии, поэтому за-
полнение системы «чистым» конденсатом производится только после капи-
тального ремонта с дренированием.
73
Состояние системы перед заполнением: все трубопроводы опорожнены;
электропитание на двигатели насосов и приводы арматуры не подано; цепи
управления ими разобраны; контрольно-измерительные приборы (КИП)
отключены.
Перед началом заполнения оперативным персоналом проверяется закон-
ченность ремонтных работ, если они проводились; производится осмотр
оборудования, арматуры и трубопроводов на готовность к заполнению и
работе; проверяется состояние опор и подвесок, наличие и исправность
приборов КИП, а также состояние фундаментов и наличие масла в пресс-
масленках насосов и т.п. Конденсат, которым будет заполняться контур,
проверяется на соответствие установленным нормам. Наконец, перед за-
полнением закрываются все дренажные вентили ПК, а вся остальная арма-
тура, включая воздушники, открывается.
О заполнении систем судят по появлению сплошной струи воды из воз-
душников обоих ТО ПК, всех потребителей ПК и трубопроводов. Заполне-
ние ведется до получения заданного уровня (-850 мм) в дыхательном баке
промконтура. После заполнения закрывается арматура на входе в ТО ПК,
который будет находиться в резерве.
Аналогично с контролем по воздушникам заполняется технической во-
дой трубное пространство обоих ТО ПК. После этого задвижкой на выходе
рабочего ТО устанавливается расход охлаждающей техводы через него
900 м3/час. Задвижка на выходе второго ТО закрывается.
Ввод промконтура в работу
Собираются электрические схемы насосов и приводов арматуры. Прове-
ряется технологическая схема: задвижки на всасе, по крайней мере, двух
насосов (рабочего и резервного) должны быть открыты, задвижки на напоре
всех насосов закрыты.
Поочередно на 5 мин включаются насосы ПК (задвижка на напоре от-
крывается по блокировке). В течение этих 5 мин производится прокачка
системы каждым насосом с целью удаления воздушных «мешков». Для уда-
ления открываются воздушники ТО ПК и ТО потребителей ПК. Об оконча-
нии процесса судят по прекращению колебаний нагрузки двигателей и дав-
ления на напоре насосов. Операцию продолжают до достижения устойчи-
вой работы насосов и номинальных параметров системы (расходы у потре-
бителей и давление в напорном коллекторе).
Включается рабочий насос. После 1 часа циркуляции воды в ПК отбира-
ется проба конденсата для определения нормируемых показателей (жест-
кость, хлориды). По этим показателям оценивается плотность трубного
пучка ТО ПК. Одновременно контролируется радиоактивность теплоноси-
теля ПК на выходе каждого потребителя. По специальной программе прове-
ряются защиты и блокировки.
74
Если замечаний по работе оборудования системы нет, промконтур счи-
тается введенным в работу.
Конечное состояние промконтура после пуска соответствует указан-
ному выше нормальному режиму:
один насос находится в работе, второй - в «горячем» резерве, задвижка
на его напоре закрыта, блокировки на включение резервного насоса и
на открытие его напорной задвижки введены;
один ТО ПК находится в работе, другой - в резерве;
потребители ПК подключены к системе, через их ТО установлены про-
ектные расходы.
ЛИТЕРАТУРА
1.	Аминов Р.З. и др. АЭС с ВВЭР: режимы, характеристики, эффектив-
ность. - М.: Энергоатомиздат, 1990.
2.	Аркадьев Б.А. Режимы работы турбоустановок АЭС. - М.: Энерго-
атомиздат, 1986.
3.	Баклушин Р.П. Стационарные режимы нормальной эксплуатации
АЭС. Учебное пособие. - Обнинск: ИАТЭ, 1989.
4.	Баклушин Р.П. Переходные режимы нормальной эксплуатации
АЭС. Ч. 1. Учебное пособие. - Обнинск: ИАТЭ, 1999.
5.	Будов В.М. Насосы АЭС. - М.: Энергоатомиздат, 1986.
6.	Владимиров В.И. Практические задачи по эксплуатации ядерных ре-
акторов. - М. : Энергоатомиздат, 1986.
7.	Воронин Л.М. Особенности эксплуатации и ремонта АЭС. - М.:
Атомиздат, 1981.
8.	Головнин И.С., Новиков В.В. Работоспособность твэлов при измене-
ниях мощности энергетических тепловых реакторов. - Атомная техника
за рубежом, №3, 1984.
9.	Дементьев Б.А. Ядерные энергетические реакторы. - М.: Энергоатом-
издат, 1985.
10.	Зверков В.В., Игнатенко Е.И. Ядерная паропроизводящая уста-
новка с ВВЭР-440. - М.: Энергоатомиздат, 1987.
11.	Иванов В. А. Эксплуатация АЭС. - СПб.: Энергоатомиздат, 1994.
12.	Крупенников В.П. Эксплуатационные вопросы физики реакторов
ВВЭР. - М.: Энергоатомиздат, 1986.
13.	Общие положения по обеспечению безопасности атомных стан-
ций при проектировании, сооружении и эксплуатации (ОПБ-88/97). -
М., 1998.
75
14.	Овчинников Ф.Я., Семенов В.В. Эксплуатационные режимы
ВВЭР. - М.: Энергоатомиздат, 1988.
15.	Основные правила обеспечения эксплуатации атомных станций. -
М.: Русслит, 1997.
16.	Пособие по изучению правил технической эксплуатации (3 тома).
- М.: Энергия, 1979-80.
17.	Правила ядерной безопасности атомных электростанций (ПБЯ РУ
АС-89). - М.: Атомиздат, 1990.
18.	Рассохин Н.Г. Парогенераторные установки атомных электро-
станций. - М.: Энергоатомиздат, 1988.
19.	Решетников Ф.Г., Бибилашвили Ю.К. и др. Проблемы создания
твэлов ВВЭР-1000 для работы в условиях маневренных АЭС. - Атомная
энергия, т.64, вып. 4, апрель 1988.
20.	Самойлов А.Г. Тепловыделяющие элементы ядерных реакторов. -
М.: Энергоатомиздат, 1985.
21.	Самойлов А.Г., Волков В.С., Солонин М.И. Тепловыделяющие
элементы ядерных реакторов. - М.: Энергоатомиздат, 1996.
22.	Самойлов О.Б. и др. Безопасность ядерных энергетических уста-
новок. - М.: Энергоатомиздат, 1989.
23.	Саркисов А.А., Пучков В.Н. Физика переходных процессов в
ядерных реакторах. - М.: Энергоатомиздат, 1983.
24.	Сидоренко В.А. Вопросы безопасности реакторов ВВЭР. - М.:
Атомиздат, 1977.
25.	Ташлыков О.Л. и др. Эксплуатация и ремонт ядерных паропроиз-
водящих установок АЭС (в 2-х томах). - М.: Энергоатомиздат, 1995.
26.	Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. - М.: Энерго-
атомиздат, 1990.
27.	Шальман М.П., Плютинский В.И. Контроль и управление на
атомных электростанциях. - М.: Энергия, 1979.
28.	Экономичность и безопасность атомных электростанций (реакто-
ры ВВЭР). Под ред. Т.Х.Маргуловой. - М.: Высшая школа, 1984.
29.	Эксплуатационная и проектная документация блоков ВВЭР.
Редактор З.И. Сныкова
ЛР № 020713 от 27.04.1998
Подписано к печати 25.12.2000	Формат бум. 60x84/16
Печать офсетная	Бумага офсетная	Печ. л. 4,75
Заказ №290	Тираж 200 экз.	Цена договорная
Фабрика офсетной печати. 249020 г. Обнинск, ул. Королева, 6