Партнерский проект с компанией Руспроектэксперт

Тел.: 8-495-771-14-07

Проектирование


Требования к АЭС при аварийных режимах работы энергосистемы

В разделе 3.5 уже говорилось о системных авариях, их причинах и мерах, обеспечивающих большую устойчивость энергосистем.

Главные причины аварийных ситуаций в системах - ложные срабатывания и отказы коммутационной аппаратуры, обрывы линий электропередачи под влиянием гололеда, налипания снега, сильного ветра, короткие замыкания из-за пробивания воздушного промежутка между фазами и пр. Естественно, предпринимаются меры по повышению надежности релейной защиты, коммутационной аппаратуры, чтобы свести к минимуму их отказы. Но бороться с авариями, вызванными стихийными явлениями, значительно труднее.

Условия возникновения системных аварий и способы их ликвидации разнообразны. При отключении, например, межсистемной связи возможно выделение изолированной энергосистемы с избытком мощности. Для предотвращения чрезмерного повышения частоты в ней требуется быстрое уменьшение генерируемой мощности, т.е. экстренная разгрузка энергоблоков. Если образовалась изолированная энергосистема с дефицитом мощности, необходимо быстрое увеличение мощности, вырабатываемой турбоагрегатами. Когда эффективность этой меры оказывается недостаточной для предотвращения глубокого снижения частоты, приходится прибегать к отключению части потребителей автоматической частотной разгрузкой.

Особенно серьезные последствия отключение межсистемных ЛЭП может вызывать в сложных энергообъединениях, где межсис- темными связями соединено большое число отдельных энергосистем. Там нарушение устойчивости какой-либо из межсистемных связей может лавинообразно приводить к потере устойчивости других связей, создавая глобальную аварию. Такие глобальные аварии с полным прекращением энергоснабжения в обширных районах за последние 30 лет происходили в США, других странах и сопровождались громадным экономическим ущербом (см. главу 3). Но, напомним, даже отключение одной подстанции при неправильной ликвидации последствий может вызвать нарушения нормальной жизни в достаточно больших регионах, как это случилось при аварии на подстанции «Чагино».

При внезапном возникновении большого дефицита или избытка мощности, связанных, как правило, с разделением энергосистемы на несбалансированные части, для поддержания частоты предусматривается и используется противоаварийная автоматика. Она ограничивает отклонения частоты, сохраняя работоспособность электростанций и предотвращая развитие нарушений баланса мощности.

Естественно, что в аварийных ситуациях станции должны поддерживать систему, давая диспетчерам хотя бы минимальное время для принятия мер по ликвидации или локализации аварии. Исходя из этого, в [20] требования к АЭС на этот случай сформулированы так:

«В общем виде требования к АЭС в аварийных режимах сводятся к тому, чтобы энергоблоки устойчиво работали при возникающих отклонениях частоты в системе, допускали сбросы нагрузки с любого исходного уровня мощности вплоть до холостого хода турбогенераторов и последующее восстановление нагрузки в пределах определенного регулировочного диапазона мощности блока.

В аварийных и нестационарных режимах в энергосистеме АЭС должны:

а) обеспечивать возможность сброса полной нагрузки блока или быстрой разгрузки отдельных турбогенераторов с номинального уровня до холостого хода или до уровня мощности, необходимого для питания собственных нужд энергоблока (до 10-15 % NHOM). Допустимая длительность работы турбогенераторов энергоблока на холостом ходу при этом должна быть не менее 2 ч. Продолжительность работы энергоблока на уровне мощности собственных нужд должна составлять не менее 48 ч. Скорость набора нагрузки блоком после работы на мощности собственных нужд определяется допустимой скоростью нагружения РУ и турбин;

б) обеспечивать надежную работу при проектной нагрузке (изменяя ее в пределах статизма регулирования турбин) при изменении частоты в энергосистеме:

в) оставаться в работе в течение 2-3 с при аварийных ситуациях в энергосистеме или на самой АЭС, приводящих к снижению напряжения прямой последовательности на шинах собственных нужд до 0,8 номинального значения».

В других источниках (например, [25, 26]) предлагается несколько другой набор градаций ситуаций (о них сказано ниже), но принципиальные подходы и рекомендации по соответствующим действиям сохраняются.

Вообще говоря, значительное отклонение (глубокое снижение или значительное повышение частоты) влияет не только на потребителей энергии. Как подчеркивается в [5], оно, прежде всего, недопустимо по режимам работы самих электрических станций. В частности, для тепловых электростанций снижение частоты ниже 49,0 Гц недопустимо по режиму работы котлов, имеющих питательные электронасосы. При длительном, более 1 мин, снижении частоты ниже 48 Гц возникает угроза срыва режимов питательных или циркуляционных насосов и останова энергоблоков от технологических защит. Работа на пониженной частоте может приводить к разрушению лопаточного аппарата паровых турбин.

Итак, при возникновении аварийных ситуаций необходимо экстренное регулирование мощности энергоблоков с целью сохранения устойчивости параллельной работы отдельных электростанций или энергообъединения в целом. Выявление аварийной ситуации производится противоаварийной автоматикой энергосистемы. Она же вырабатывает команду (управляющее воздействие) на изменение мощности энергоблоков, вводимую в ЭГСР турбин через быстродействующие преобразователи.

Необходимость сброса нагрузки блока (пункт а) обычно вызывается выделением изолированной части энергосистемы (ОЭС, ЕЭС) с избытком мощности. В этой ситуации число оборотов турбин начинает быстро расти, и, чтобы не допустить срабатывания автомата безопасности (а это произойдет при повышении числа оборотов на 11-12 %), необходима быстрая разгрузка турбин.

Подчеркнем, что хотя аварийные режимы начинаются при повышении частоты выше 50,5 Гц (см. верхнюю строку таблицы в п. б), диспетчеры начинают принимать меры значительно раньше. В отраслевом стандарте [5] предписывается: при повышении частоты выше 50,1 Гц и наличии тенденции ее дальнейшего роста разгружать генерирующее оборудование ГЭС и ТЭС вплоть до технического минимума. При исчерпании регулировочных возможностей на ГЭС и ТЭС начинают разгружать энергоблоки АЭС. Глубина разгрузки определяется ситуацией, однако если блок находится в пределах своего регулировочного диапазона, то время работы на новом уровне мощности не ограничивается.

При дальнейшем повышении частоты в энергосистеме (отделившемся или изолированно работающем районе) и достижении значения 50,4 Гц начинается глубокая разгрузка ТЭС, а также отключение их энергоблоков. В этой ситуации возможно потребуется отключение от системы и энергоблоков АЭС.

При этом объем и характер разгрузки должен учитывать ожидаемый рост нагрузки по окончании аварийного режима, необходимость возможно более быстрого восстановления состояния системы, существовавшего до аварии. Именно поэтому турбины не останавливаются, а переводятся в режим нагрузки собственных нужд или холостого хода, сохраняя вращение и температурный режим. В ОПЭ АС в качестве одного из требований к САР турбин выдвигается следующее:

«САР должна - удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгно- венном(!) сбросе до нуля электрической нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных его параметрах».

Успешные эксперименты по быстрой (импульсной) разгрузке влажнопаровых турбин (К-220-44, К-500-65) проводились еще в 1970-е гг. [20]. Такая разгрузка необходима, например, если причиной аварии является короткое замыкание на ЛЭП. Вопрос о скорости снижения нагрузки в этом случае подробно рассмотрен в [26].

Исходя из приведенной выше формулировки ОПЭ АС, в [26] сформулирована группа требований, которая определяет необходимые импульсные характеристики турбины и возможность регулирования в широких пределах глубины и скорости изменения мощности за счет подачи управляющих воздействий различной интенсивности. Требования по скорости разгрузки предъявляются достаточно жесткие. Запаздывание начала снижения мощности не должно быть более того значения, при котором через 0,1-0,2 с после подачи управляющего воздействия мощность турбины уменьшится не менее чем на 5 % номинального значения. В дальнейшем мощность турбины должна снижаться от уровня, соответствующего 95% номинальной, до мощности нагрузки собственных нужд не более чем за 0,5-0,7 с, при этом в интервале от 95 до 50 % - не более чем за 0,3 с. Для уменьшения степени возможного перетормо- жения генератора восстановление мощности должно начаться не позже, чем через 0,2-0,3 с после подачи воздействия на обратное увеличение мощности.

Понятно, что сброс делается до уровня собственных нужд блока или уровня холостого хода турбины для того, чтобы по окончании аварийной ситуации станция могла максимально быстро возобновить выдачу энергии в систему.

Сброс нагрузки турбины не требует однозначно срабатывания аварийной защиты реактора. РУ АЭС должны быстро сбрасывать мощность, но оставаться в работе. В наиболее приспособленных сегодня к требованиям системы блоках ВВЭР-1000 на этот случай предусмотрен режим ускоренной разгрузки блока (УРБ), с быстрым снижением мощности реактора до ~40 % за счет сброса в активную зону заранее выбранной группы ОР СУЗ с дальнейшей подрегулировкой мощности регулятором РОМ. Для исключения недопустимого повышения давления пара в этом режиме в схему блока введены быстродействующие редукционные установки (БРУ) и предохранительные клапаны.

Анализ режима сброса нагрузки показал [26], что кратковременная разгрузка турбин АЭС двухконтурных энергоблоков (ВВЭР) из-за большой инерции парогенераторов практически не оказывает влияния на режим работы реактора и определяется исключительно динамическими характеристиками турбины и ее регулирования. Для одноконтурных энергоблоков АЭС с кипящими канальными реакторами даже кратковременное изменение расхода пара меняет режим реактора и существенно влияет на его нейтронно-физические характеристики. Избежать этого можно [26], если одновременно с закрытием регулирующих клапанов турбин открывать паросбросные устройства, отводящие пар в обвод турбин в конденсаторы или деаэратор, поддерживая тем самым неизменным суммарный расход пара, выходящего из реактора.

Что же касается длительности работы блока на мощности собственных нужд или холостого хода, то она определяется возможностями оборудования, в первую очередь - турбин. Кстати, в [8] время работы на нагрузке собственных нужд указано 30-40-минутным (что как раз допускается турбинами) с последующим восстановлением нагрузки. Число таких режимов согласно [8] не более 5 в год.

Необходимость работы со значительным отклонением частоты от нормальной (см. п. б) также связана с важностью поддержки энергосистемы.

Действия при повышении частоты описаны выше, но если она превысила 50,5 Гц, станция должна продержаться еще 10 с, а затем имеет право отключиться от системы.

При понижении частоты, что случается чаще, чем повышение, предусматриваются более длительные периоды работы до отключения. Понижение, напомним, связано с недостатком генерирующей мощности в системе, и, если в этот момент отключатся дополнительно еще мощные блоки АЭС, то авария существенно усугубится.

Еще раз повторим очень важное положение: несмотря на все предусматриваемые в проектах АЭС системы безопасности и надежного электроснабжения, несмотря на максимальное использование естественных природных процессов (естественная циркуляция через реактор и т.д.), самым лучшим источником энергии, обеспечивающим работу всего оборудования АЭС, покрытие любых необходимых внутристанционных нагрузок, а поэтому наиболее оптимальное протекание переходных процессов, наиболее надежный отвод остаточных тепловыделений и гарантированное соблюдение пределов безопасности, является энергосистема. Поэтому в аварийной ситуации не только система заинтересована в сохранении АЭС в работе, но и станция в не меньшей мере заинтересована в сохранении работоспособности системы, связи с ней, возможности получения от нее энергии при любом развитии событий.

Вообще говоря, снижение частоты в энергосистеме возможно и в режимах нормальной эксплуатации при прохождения утреннего или вечернего максимума нагрузки (рис. 5.1). Для предотвращения этого, а также перегрузки внешних или внутренних связей на основе анализа ожидаемого баланса мощности диспетчером заблаговременно даются команды на подготовку гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) к работе в генераторном режиме; на пуск энергоблоков, находящихся в холодном резерве; запрещается вывод в ремонт генерирующего оборудования, линий электропередачи и т. д.

При внезапном же снижении частоты ниже 49,8 Гц [7], диспетчер области регулирования, ответственный за частоту, принимает меры к восстановлению частоты до уровня, установленного стандартом, путем использования имеющихся резервов мощности.

Если, несмотря на принятые меры, снижение частоты продолжается, то дополнительно используются разрешенные аварийные перегрузки генерирующих установок и линий электропередачи с контролем их продолжительности и загрузки; повышается электрическая нагрузка на ТЭЦ за счет снижения расхода пара на промышленные и тепловые отборы (с временным понижением температуры сетевой воды).

Наконец, если проведение таких мероприятий не обеспечило повышения частоты выше 49,8 Гц, то вводят ограничения потребления электроэнергии и отключают энергопринимающие установки потребителей с контролем перетоков мощности по внутренним и внешним связям.

При большой потере генерирующей мощности и глубоком (ниже 49,6 Гц) снижении частоты для поддержания ее предусматривается и используется противоаварийная автоматика (АЧР), которая отключают установки потребителей. Она ограничивает отклонения частоты в аварийных ситуациях, сохраняя работоспособность электростанций и предотвращая развитие нарушений баланса мощности. Размер отключений составляет примерно 1% нагрузки потребления на 0,5 Гц восстанавливаемой частоты.

При большом дефиците мощности, недостаточности АЧР, ее отказе вследствие глубокого снижения напряжения, как правило, связанных с разделением энергосистемы на несбалансированные части, вероятно падение частоты ниже 47 Гц. В таких случаях, для сохранения работоспособности электростанций предусматривается их автоматическое выделение на работу со сбалансированной нагрузкой.

При отказе системы автоматики дежурный персонал электростанции должен самостоятельно провести мероприятия по выделению электростанции и обеспечить надежную работу механизмов собственных нужд, вплоть до их выделения на резервное питание при снижении частоты ниже уровня, допустимого для оборудования собственных нужд. Эти действия производятся в соответствии с местной инструкцией, согласованной с диспетчером зоны, в которой находится электростанция.

После аварии со срабатыванием АЧР и стабилизации режима для автоматического включения отключенных потребителей частота должна быть повышена оператором, ответственным за поддержание частоты в синхронной зоне, до уровня на 0,1—0,2 Гц выше верхней уставки автоматики их частотного повторного включения (ЧАПВ). Эта автоматика вводится для скорейшего восстановления электроснабжения потребителей, установки которых были отключены действием АЧР, и подключает потребителей по мере восстановления частоты за счет ввода резервов генерирующих мощностей.

Включение отключенных энергопринимающих установок потребителей оператором зоны проводится с учетом перетоков мощностей по ее внутренним и внешним сечениям.

При работе энергосистемы с пониженной частотой (ниже 49,6 Гц) в электрических сетях и на электростанциях запрещается проведение плановых переключений в распределительных устройствах, устройствах релейной защиты, противоаварийной и технологической автоматики энергоблоков, кроме необходимых для ликвидации аварий.

Существует группа требований, определяющих скорость набора мощности энергоблоками ТЭС при ликвидации аварийных дефицитов мощности [26]. Блоки в этом случае должны обеспечить быстрое увеличение вырабатываемой мощности на 10 % за 1—2 с. Поскольку требуемая для предотвращения системных аварий скорость изменения мощности не может быть достигнута на гидроэлектростанциях, основная тяжесть противоаварийного управления энергосистемами ложится на паровые турбины тепловых и атомных электростанций.

Но в случае АЭС скорость набора нагрузки не должна превышать те значения, которые допускаются проектом и регламентом. В регламенте ВВЭР-1000 предусмотрена возможность увеличения мощности РУ скачком на 20 % со скоростью движения ОР СУЗ, т.е. за 2-3 с. Причем в диапазоне нагрузок 0-50 % N^ подъем может быть сделан за одну ступень, а в диапазоне 50-100 % за две ступени: сначала на 10 %, а затем, после 3-часовой выдержки, - еще на 10 %.

В регламентах РБМК и БН-600 этот вопрос не рассматривается.

Наконец, требование о сохранении блока в работе при снижении напряжения на шинах собственных нужд (п. в) связано с возможностью преходящего короткого замыкания (к.з.) на линиях электропередачи. Причиной такого замыкания могут быть, например, птицы. Другой типичной ситуацией является гроза, создающая высокую влажность и, соответственно, электропроводимость воздуха. Обычно она сопровождается порывами ветра, раскачивающими провода. При сближении проводов между ними может возникнуть электрическая дуга, которая приводит к резкому снижению сопротивления и, соответственно, просадке напряжения, что автоматикой воспринимается как короткое замыкание. Релейная защита по этим признакам отключает ЛЭП.

Поиск места замыкания на линиях электропередачи требует больших затрат времени и труда, а с другой стороны, более 70 % к.з. имеют преходящий характер. После отключения линии дуга гаснет, изоляционные свойства воздушного промежутка за доли секунды восстанавливаются. Если ЛЭП снова включить в работу, дуга не возобновляется. Поэтому автоматика повторного включения (АПВ) настроена так, что через 1,2-1,5 с вновь включит линию. Если к.з. было преходящим, станция сможет снова выдавать энергию в систему.

Эксплуатация АЭС. Ч. 1 Работа АЭС в энергосистемах. Ч. II. Обращение с радиоактивными отходами: Учебное пособие. М.: НИЯУ МИФИ, 2011.

Экспертиза

на главную