1. Осмотр основного и вспомогательного оборудования турбогенератора. При осмотре надо убедиться в том, что все ремонтные работы закончены. По записям в оперативном журнале убедиться, что все наряды, по которым проводились работы, закрыты.
2. Проверка приборов технологического контроля: их наличия и соответствия показаний реальному состоянию оборудования.
3. Проверка готовности средств связи и сигнализации.
4. Проверка состояния и положения пароводяной арматуры.
5. Запись показаний приборов и указателей, контролирующих тепловое расширение элементов турбины, температуру и другие параметры.
6. Подготовка к пуску электрического генератора.
7. Смазка узлов, не имеющих централизованной смазки.
8. Пуск масляной системы.
9. Опробования элементов управления и защиты турбины.
10. Включение в работу валоповоротного устройства
11. Подготовка и пуск конденсационной установки
а) пуск охлаждающей воды на конденсатор
б) создание циркуляции конденсата через конденсатор
12. Включение пусковых и основных эжекторов.
13. Подача пара на концевые уплотнения турбины
14. Подготовка к пуску регенеративной установки.
15. Подготовка к пуску сепараторов-пароперегревателей
Этап 2. Толчок и вывод турбины на полные обороты.
1. Толчок – приведение во вращение ротора турбины паром, поступающим из парогенераторов (барабанов-сепараторов). Он производится путем приоткрытия регулирующего клапана либо открытия байпаса главной паровой задвижки.
2. Прогрев турбины при малой частоте вращения. К-1000-60/1500 – 60-70 об/мин за минуту. При наборе оборотов валоповоротное устройство должно автоматически отключиться.
3. На этой частоте вращения турбина прослушивается. В этот период и при дальнейших операциях контролируются: относительное удлинение ротора, разность температур по ширине фланца, разность температур между фланцем и шпильками, разность температур между верхом и низом цилиндров, вибрация подшипников, искривление вала, тепловое расширение корпуса турбины, осевой сдвиг ротора.
4. Увеличение частоты вращения вала до рабочей.
5. Важным моментом является прохождение критического (резонансного) числа оборотов ротора – эта частота вращения должна проходиться быстро.
6. В этот момент в случае необходимости проводятся испытания автомата безопасности или других защит турбоагрегата. На холостом ходу турбина выдерживается установленное время для дальнейшего прогрева.
7. Генератор синхронизируют с сетью, включают и набирают минимальную нагрузку, установленную в инструкции.
К моменту включения турбогенератора в сеть реакторная установка выводится на уровень мощности, обеспечивающий минимальную устойчивую нагрузку турбины – 30% от номинальной. Поэтому с заданной скоростью мощность может быть поднята до этой величины.
Этап 3. Набор нагрузки.
Установленная скорость набора нагрузки для К-500-65 – 2 МВт/мин, для К-1000-60/1500 – 3 МВт/мин, для К-220-44 – 1-3 МВт/мин.
Для выравнивания температур в узлах турбины и соответственно снижения термических напряжений обычно необходимы выдержки на определенных нагрузках. Все эти моменты определяются заводской инструкцией на турбину.
По мере увеличения расхода пара на турбину уменьшается сброс его в конденсатор через БРУ-К. После полного отключения БРУ-К дальнейшее повышение расхода пара осуществляется подъемом тепловой мощности реактора.
В процессе набора нагрузки включается система регенерации.
Общее время пуска турбогенератора из холодного состояния от толчка ротора до полного набора нагрузки для турбины К-220-44, например, составляет 2 ч. 30 мин. – 2 ч. 50 мин
28. Пуск энергоблока типа ВВЭР после перегрузки 1 и 2 этапы: исходное состояние систем и оборудования после окончания перегрузки, порядок операций до момента готовности к выводу реактора из подкритического состояния, изменение технологических параметров, ограничения и меры безопасности.
Исходное состояние систем:
Реактор подкритичен, все органы СУЗ опущены в активную зону и расцеплены с приводами. Верхний блок и блок защитных труб (БЗТ) демонтированы. Бассейн выдержки (БВ) и шахта реактора заполнены раствором борной кислоты с концентрацией не менее 16 г/кг до отметки +34,7 м. Затвор между шахтой реактора и БВ удален.
Давление в 1-м контуре определяется 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.
В работе один из каналов системы аварийного и планового расхолаживания (САПР), через который отводится тепло от первого контура, и по крайней мере еще один канал работоспособен и готов к включению.
Парогенераторы по второму контуру или сдренированы и осушены, или заполнены, включая паровой коллектор, консервационным раствором.
В работе оба канала системы технической воды ответственных потребителей, соответствующие работоспособным каналам САПР.
Электроснабжение собственных нужд осуществляется от энергосистемы, не менее двух систем надежного питания полностью готовы к работе.
Турбина холодная, все ее вспомогательные системы и устройства отключены.
