особенности энергоблока № 3 калининской аэс

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ
Филиал "Центратомтехэнерго"
ФГУП "Фирма "Атомтехэнерго"
Поддержание давления в ГПК в динамических
режимах по опыту ПНР
энергоблока № 3 Калининской АЭС
В.В. Люльчак
В.В. Малышев
Я.Б. Солдатов
г. Москва, Россия
2007
ВВЕДЕНИЕ
При эксплуатации энергоблоков АЭС периодически возникают
динамические режимы, связанные либо с отключением технологического
оборудования срабатыванием технологических защит непосредственно на
АЭС, либо с неисправностями в энергосистеме или отключениями
потребителей. Протекание ряда динамических режимов сопровождается
повышением давления пара в ГПК.
К основным таким режимам относятся:
1. Посадка стопорных клапанов ТГ автоматически при срабатывании
технологических защит, или от ключа останова ТГ оператором на БПУ;
2. Сброс нагрузки ТГ до собственных нужд по факту отключения
энергоблока от энергосистемы;
3. Работа противоаварийной автоматики, инициируемая энергосистемой.
ВВЕДЕНИЕ
Чрезмерный рост давления пара в ГПК в динамических режимах,
вызванный, как правило, недостаточно эффективным отводом тепла реактора
при резком снижении потребления пара ТГ приводит при недостаточной
эффективности работы БРУ-К к срабатыванию быстродействующих
редукционных установок со сбросом пара в атмосферу (БРУ-А) и возможному
срабатыванию импульсных предохранительных устройств парогенераторов
(ИПУ ПГ), что сопровождается потерей воды второго контура и
необходимостью пополнения его дорогостоящей химически-обессоленной
водой.
Дальнейший рост давления пара в ГПК способен привести к
срабатыванию предупредительной защиты (ПЗ-1) по повышению давления в
первом или во втором контуре, что может отрицательно сказаться на
безопасности эксплуатации АЭС.
Таким образом, обеспечение поддержания давления пара в ГПК в
динамических режимах является одной из первостепенных задач при
эксплуатации энергоблока.
ВВЕДЕНИЕ
Поддержание давления пара в ГПК и предотвращение его роста в
динамических режимах обеспечивается следующими основными факторами:
1. Эффективность совместной работы регуляторов БРУ-К и регуляторов
ЭЧСР;
2. Эффективность работы регуляторов БРУ-К, в том числе обусловленная
своевременным
поступлением
в
алгоритмы
регуляторов
БРУ-К
соответствующих инициирующих сигналов, в частности, из ПТК ЭЧСР.
ОСОБЕННОСТИ ЭНЕРГОБЛОКА № 3 КАЛИНИНСКОЙ АЭС
На вновь вводимом в работу энергоблоке № 3 Калининской АЭС задача
поддержания давления пара в ГПК в динамических режимах, в отличие от
действующих энергоблоков АЭС, осложнялась наличием характерных
особенностей данного энергоблока:
1. На энергоблоке № 3 Калининской АЭС применена турбоустановка
производства филиала "ЛМЗ" ОАО "Силовые машины", в отличие от других
российских АЭС с реакторами ВВЭР-1000, где применяются турбоустановки
производства ОАО "Турбоатом";
2. На энергоблоке № 3 Калининской АЭС применена АСУ ТП,
построенная на базе аппаратуры ТПТС51, производства ФГУП "ВНИИА" по
лицензии фирмы "SIEMENS". В этой АСУ ТП впервые в российской практике
на АЭС масштабно применены программно-технические средства и
распределенные цифровые информационно-управляющие комплексы;
ОСОБЕННОСТИ ЭНЕРГОБЛОКА № 3 КАЛИНИНСКОЙ АЭС
3. На современном этапе развития атомной энергетики со стороны
энергосистемных организаций предъявляются требования по участию
энергоблоков АЭС в поддержании частоты энергосистемы. Одной из
составляющих данной задачи является участие энергоблока в работе
противоаварийной автоматики энергосистемы.
Работа энергоблока по каналам противоаварийной автоматики реализуется
в двух режимах:
- импульсная разгрузка ТГ с возвратом на исходный уровень
электрической мощности;
- разгрузка ТГ с последующим фиксированным ограничением мощности.
На
большинстве
российских
АЭС
требования
региональных
энергосистемных
организаций
ограничиваются
введением
режима
ограничения мощности с различными ступенями разгрузки.
ОСОБЕННОСТИ ЭНЕРГОБЛОКА № 3 КАЛИНИНСКОЙ АЭС
Энергосистемой ОАО "Тверьэнерго" к Калининской АЭС предъявляется
требование по участию в ПАА, как в части ограничения мощности, так и в
части импульсной разгрузки. При этом сигнал импульсной разгрузки,
имеющий три ступени в зависимости от амплитуды и продолжительности
импульса, поступает из энергосистемы совместно с сигналом ограничения
мощности, имеющим три ступени ограничения электрической мощности от
исходной – 150, 300, 450 МВт.
Таким образом, на момент проведения ПНР энергоблока № 3 Калининской
АЭС отсутствовал опыт эксплуатации и наладки регуляторов ЭЧСР и БРУ-К
при формировании сигнала ИР применительно к турбоустановке производства
"ЛМЗ" и с использованием современного ПТК на базе аппаратуры ТПТС51.
ОПИСАНИЕ ПРОВЕДЕННЫХ РАБОТ
Результаты проведения динамических испытаний на уровне мощности РУ
50 % и 75 % номинальной показали способность регуляторов БРУ-К и ЭЧСР
предотвратить повышение давления в ГПК выше допустимых пределов.
Однако, для недопущения снижения давления пара в ГПК потребовалось
внесение некоторых изменений в алгоритмы регуляторов ЭЧСР.
При проведении динамических испытаний отключением различного
технологического оборудования, сопровождающихся работой регулятора
ограничения мощности реактора (РОМ), наблюдалось снижение давления в
ГПК до уставки срабатывания БРМД (5,7 МПа), вызванное недостаточной
эффективностью работы регулятора номинального давления в ГПК,
реализованного в ЭЧСР.
Для повышения эффективности работы регулятора номинального
давления, в его алгоритм был введен сигнал производной по изменению
давления в ГПК и выполнена автоподстройка параметров настройки
регулятора в зависимости от величины рассогласования регулятора.
ОПИСАНИЕ ПРОВЕДЕННЫХ РАБОТ
Результаты проведения первых динамических испытаний на уровне
мощности РУ 100 % номинальной показали, что регуляторы БРУ-К и ЭЧСР не
обеспечивают поддержание давления в ГПК в заданных пределах, поэтому в
процессе подготовки к последующим испытаниям в алгоритмы регуляторов
БРУ-К и ЭЧСР был внесен ряд изменений:
1. При посадке СК ТГ (в результате срабатывания защиты турбины) на
уровне электрической мощности 300 МВт, было выявлено избыточное
снижение давления пара в ГПК – до срабатывания в ЭЧСР регулятора
минимального давления в ГПК.
Решение:
Для недопущения излишнего открытия РК БРУ-К и недопустимого
снижения давления в ГПК в алгоритм регуляторов БРУ-К было внесено
изменение, согласно которому открытие РК БРУ-К производится
пропорционально величине фактического сброса, если мощность генератора до
этого была меньше 450 МВт;
ОПИСАНИЕ ПРОВЕДЕННЫХ РАБОТ
2. При проведении динамических испытаний энергоблока на уровне
мощности РУ 100 % номинальной посадкой СК ТГ было выявлено, что в
первый момент времени РК БРУ-К открываются с недостаточной скоростью,
кроме того наблюдалась задержка передачи сигналов, формирующих
разрешение на опережающее открытие РК БРУ-К.
Решение:
1) для обеспечения возможности более раннего и быстрого открытия РК
БРУ-К сигналы "СК турбины >1 закрыты", "Сработали электрические защиты
генератора", поступающие из других стоек по шине в алгоритмы регуляторов
БРУ-К для формирования разрешения на опережающее открытие РК БРУ-К,
были продублированы проводными связями;
ОПИСАНИЕ ПРОВЕДЕННЫХ РАБОТ
2) в соответствии с проектом размещение алгоритмов регуляторов БРУ-К в
функциональных модулях приборных стоек было построено таким образом,
что величина рассогласования поступала в ПИ-регуляторы раньше, чем
формировалось разрешение на открытие РК БРУ-К. Также, особенностью
функциональных модулей регулирования ТПТС51 является то, что
рассогласование поступает в схему ПИ-регулятора вне зависимости от наличия
разрешения регулирования. Эти особенности приводят к потере
пропорциональной части закона регулирования при выдаче управляющего
воздействия.
Для оптимизации подачи рассогласования на ПИ-регуляторы было
принято решение обнулять рассогласование ПИ-регуляторов при наличии
режима работы регуляторов "Стерегущий" и наличии запрета на открытие РК
БРУ-К, при этом сигнал рассогласования подается в ПИ-регуляторы при
появлении разрешения на открытие РК БРУ-К, для чего в алгоритмы
регуляторов БРУ-К внесены соответствующие изменения.
ОПИСАНИЕ ПРОВЕДЕННЫХ РАБОТ
3. При проведении динамических испытаний энергоблока на уровне
мощности РУ 100 % номинальной срабатыванием сигнала ИР с ОМ на
150 МВт, давление в ГПК повысилось выше уставки 6,7 МПа принудительного
открытия РК БРУ-К (см. рис. 1) по блокировке.
Решение:
1) анализ проведенного испытания показал, что для обеспечения
поддержания давления в ГПК и недопущения его чрезмерного повышения
необходимо внесение изменений, как в алгоритмы регуляторов БРУ-К, так и
регуляторов ЭЧСР.
Рис. 1 Работа регуляторов БРУ-К при срабатывании ИР с ограничением мощности на 150 МВт на
уровне мощности РУ 100 % Nном
ОПИСАНИЕ ПРОВЕДЕННЫХ РАБОТ
2) анализ работы ЭЧСР показал, что одновременное наложение токов,
подаваемых на ЭГП по каналам ИР и ОМ, обеспечивает в первые
1,5–2 секунды более высокое значение тока ЭГП, чем требуется, что приводит
к более глубокому снижению электрической мощности в первоначальный
момент времени и, как следствие, к повышению давления в ГПК.
Было принято решение "развязать" работу алгоритмов ИР и ОМ в первый
момент времени, блокируя ток канала ОМ в первые 4 секунды и исключая
форсировку, роль которой играет ИР. Кроме этого, необходимо было
оптимизировать параметры настройки импульса ИР.
Для этого был проведен ряд опытов на остановленном ТГ с различными
настройками
импульса.
Испытания
проводились
при
положении
регулирующих клапанов турбины, соответствующем номинальной нагрузке
энергоблока.
ОПИСАНИЕ ПРОВЕДЕННЫХ РАБОТ
В результате, было принято решение установить следующие параметры
настройки импульса ИР:
- амплитуда прямоугольной части 60 %;
- длительность импульса 250 мс;
- амплитуда экспоненциальной части импульса 25 %;
- постоянная времени экспоненциальной части импульса 2000 мс.
Форма импульса ИР, выбранная по
остановленной турбине приведена на рис. 2.
результатам
испытаний
на
Рис. 2 Форма импульса ИР, выбранная по результатам испытаний на остановленной
турбине
ОПИСАНИЕ ПРОВЕДЕННЫХ РАБОТ
3) в алгоритмах регуляторов БРУ-К для снижения роста давления в ГПК
при срабатывании сигнала ИР было предложено формировать сигнал на
разрешение опережающего открытия РК БРУ-К, при этом также необходимо
было определить степень их открытия. В результате в алгоритмы регуляторов
БРУ-К было внесено изменение, согласно которому разрешение открытия РК
БРУ-К формируется при срабатывании сигнала ИР, при этом степень открытия
РК БРУ-К определяется величиной продифференцированного сигнала
давления масла в линии управления ТГ. Заданное значение по давлению в ГПК
при этом устанавливается равным 6,04 МПа.
Кроме того, учитывая опыт проведения испытаний по посадке СК ТГ, для
обеспечения своевременной передачи сигнала "ИР" из приборной стойки ЭЧСР
в приборную стойку, в которой расположены функциональные модули
регуляторов БРУ-К, сигнал "ИР" был продублирован проводными связями.
Испытания срабатыванием сигнала ИР с ОМ на 450 МВт (больше чем на
предыдущем испытании), проведенные на мощности РУ 100 % номинальной,
показали правильность внесенных изменений (см. рис. 3).
Рис. 3 Работа регуляторов БРУ-К при срабатывании ИР с ограничением мощности на
450 МВт на уровне мощности РУ 100 % Nном
ВЫВОДЫ
1. Результаты проведения динамических испытаний потребовали, как
корректировки традиционного алгоритма регуляторов БРУ-К, используемого
на АЭС с ВВЭР-1000, например, Балаковской и Волгодонской, связанной с
технологическими особенностями, так и с особенностями аппаратуры ТПТС51.
Выполнение всех необходимых доработок и корректировок, разработанных на
основе анализа результатов динамических испытаний, позволило в конечном
итоге обеспечить поддержание давления пара в ГПК в необходимых пределах
при возникновении динамических режимов.
2. Решения, принятые при реализации алгоритмов регуляторов ЭЧСР и
БРУ-К на энергоблоке № 3 Калининской АЭС, в частности, для обеспечения
поддержания давления пара в ГПК при срабатывании сигнала ИР, могут
являться основными при разработке и внедрении регуляторов ЭЧСР и БРУ-К
на вновь строящихся энергоблоках, а также при модернизации данных
регуляторов на уже эксплуатирующихся энергоблоках, независимо от
используемого при этом комплекса технических средств. Следует отметить, что
принятые решения целесообразно использовать не только применительно к
турбинам производства "ЛМЗ", но и к турбинам других производителей, в
частности, ОАО "Турбоатом" (г. Харьков).