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 результатам испытаний на остановленной турбине приведена на рис. 2.

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).