Переходные процессы в системах электроснабжения АЭС при возмущениях в электрической части станции и энергосистемы

За весьма короткий срок, начиная с 1954 г., когда в Советском Союзе была введена в эксплуатацию первая в мире атомная электростанция (АЭС) в г. Обнинске, атомные электростанции стали вполне конкурентоспособными по сравнению с тепловыми электростанциями (ТЭС) на органическом топливе, а единичные мощности агрегатов АЭС достигли того же уровня, что и для ТЭС. В настоящее время атомные электростанции вырабатывают примерно 17% производимой в мире электроэнергии. В некоторых странах (Франция, Германия, Республика Корея, Болгария, Япония и др.) доля ядерной энергетики превышает половину или приближается к этому. Если бы эта электроэнергия была выработана угольными электростанциями, дополнительный выброс углекислого газа в атмосферу составил бы 1800 млн кубических дециметров, что на 9% увеличило бы выброс углекислоты по всей планете. Ядерная энергетика не выделяет оксидов серы и азота, приводящих к кислотным дождям, не выбрасывает в атмосферу газов, вызывающих парниковый эффект. Кроме того, АЭС позволяет экономить значительные средства на транспортировке топлива. АЭС имеет то преимущество, что они полностью независимы от источников и местонахождения топлива в силу большой компактности ядерного горючего. Каждая из двух одинаковых по мощности электростанций (1000МВт), но работающих одна на органическом, а другая на ядерном топливе, способна произвести за год до 6,5−7,5 млрд. кВт. ч электроэнергии. Для работы такой тепловой станции на твердом топливе за год потребуется 50 тыс. вагонов угля, а все горючее, необходимое для АЭС на один год, можно транспортировать в нескольких вагонах.

Вместе с тем развитие ядерной энергетики выдвинуло серьезную проблему предотвращения аварий на атомных электростанциях. Технические системы большой сложности и большой мощности, к которым относятся и объекты ядерной энергетики, создают определенную степень риска аварий, опасных для человека и окружающей среды. При этом даже единичная авария может иметь катастрофические последствия. К сожалению, почти 40-летняя история ядерной энергетики характеризуется не только крупнейшими достижениями, но и рядом аварий, самыми тяжелыми из которых являются аварии на АЭС «Три-Майл-Айленд «(США, 1979 г.) и на Чернобыльской АЭС (СССР, 1986 г.).

В настоящее время разработаны и проектированы АЭС нового поколения реакторов повышенной безопасности, и усовершенствованы меры безопасности действующих АЭС. По сообщениям министерства ядерной энергетики РФ от 18 февраля 1998 г, коэффициент безопасности АЭС в России значительно повышен по результатам оценок ядерной безопасности международных стандартов. Число отказов реакторов АЭС в России, работающих 7000 часов в год, составляется 0,4%, наравне с уровнем в Германии, ниже в два раза уровня США, единственно хуже Японского уровня 0,2%, а мировой уровень составляет 1%.

В дальнейшем, в конце нынешнего и начале будущего века, развитие энергетики согласно выполненным прогнозам топливно-энергетического баланса всего мира оказывается невозможным без развития ядерной энергетики. В последнее время в связи с нарастающим энергетическим спросом и внедрением межгосударственного договора КНР и РФ был подписан контракт о совместном строительстве АЭС с двумя блоками ВВЭР-1000 в провинции Цзян Су Китая.

Основу ядерной энергетики в настоящее время составляют и в предстоящий период будут составлять АЭС с реакторами на тепловых нейтронах. В дальнейшем будут постепенно сооружаться также АЭС с реакторами на быстрых нейтронах, обеспечивающие расширенное воспроизводство вторичного ядерного топлива и тем самым использование для выработки электроэнергии изотопа урана 238U, составляющего 99,3% всех природных запасов урана. В будущем будут реализованы также шаги к использованию ядерной энергии для теплофикации путем создания атомных станций теплоснабжения (ACT) и атомных электроцентралей.

Все увеличивающиеся масштабы ядерной энергетики в сочетании с необходимостью обеспечения безусловной надежности и безопасности АЭС определяют высокие требования к качеству проектирования станций и их оборудования, строительства АЭС, изготовления и монтажа основного и вспомогательного оборудования, а также к эксплуатации АЭС.

До последнего времени основное внимание уделялось ядерно-физической, технологической и тепломеханической частям АЭС, в данной диссертационной работе рассматривается ряд вопросов с точки зрения электрической части АЭС.

Специфика процесса производства энергии на атомных электростанциях (АЭС) требуется обеспечения высокой надежности электроснабжения потребителей собственных нужд (с.н.), что приводит к значительному усложнению схем с. н. по сравнению с электростанциями на органическом топливе, появлению автономных источников электроснабжения и выделенных источников от энергосистемы, в том числе при ослабленной системообразующей сети, обеспечивающих безопасность работы АЭС. Для повышения устойчивости и безопасности работы мощных энергоблоков АЭС необходимо совершенствование системы электроснабжения с. н. как от рабочих и резервных источников, так и от автономных станционных источников или от ослабленной системообразующей сети при возмущениях в электрической части станции и энергосистемы.

В процессе эксплуатации АЭС требуется осуществлять расхолаживание реакторов и при необходимости — локализацию последствий аварий с разуплотнением контуров циркуляции теплоносителя. С этой целью требуется изучать такие специфические для АЭС режимы, как самозапуск электродвигателей механизмов с.н., ступенчатый или частотный пуск асинхронной нагрузки от автономных источников питания, режим совместного выбега турбогенераторов с электродвигателями механизмов с. н. Для этих режимов необходим анализ путей их возникновения и возможных последствий, основывающейся на расчетах параметров режима в переходном процессе. Актуальными для мощных блочных электростанций являются условия работы кабелей в системе СН АЭС, анализ причин их возможного возгорания и нарушения термической стойкости, а также способов предотвращения пожаров кабельных коммуникации.

Научная новизна диссертационной работы заключается в том, что разработаны основы рационального построения электрической части АЭС повышенной надежности, методы и программы расчета электромеханических переходных процессов в схемах АЭС произвольной структуры.

В разработанных программах для ПЭВМ учитываются особенности формируемой при системных авариях системы электроснабжения: агрегаты ГЭС или ТЭС с системами регулирования возбуждения и частоты вращения, повышающие трансформаторы с возможными устройствами регулирования под нагрузкой (РПН) и без возбуждения (ПБВ), воздушные линии связи с открытыми распределительными устройствами АЭС, резервные трансформаторы с. н. с расщепленными обмотками и устройствами РПН, магистрали резервного питания 6 кВ, токоограничивающие реакторы (при их наличии) как секционные, так и на резервных вводах на секции надежного питания, асинхронные электродвигатели С. Н. Моделируется автоматика защиты минимального напряжения (ЗМН) и автоматического ступенчатого пуска (АСП), предусмотрена возможность включения нагрузки с.н. энергоблоков ступенями с произвольными временными интервалами. Определены условия предотвращения возгорания кабельных коммуникаций системы электроснабжения механизмов АЭС.

Практическая ценность работы состоит в следующем:

Обоснованы пути совершенствования построения схем электрических соединений АЭС повышенной надежности.

Разработаны методы и программы расчета переходных процессов для повышения надежности и безопасности таких режимов АЭС, как самозапуск электродвигателей собственных нужд, ступенчатый и частотный пуск нагрузки системы безопасности, совместный выбег турбогенераторов с электродвигателями механизмов основного технологического цикла, резервирование защитами вводов защит присоединений для повышения пожарной безопасности кабельных коммуникаций.

5.4. Выводы.

1. Основными факторами, влияющими на значение теплового импульса тока к.з. являются: напряжение короткого замыкания и мощности рабочего и резервного трансформаторов с.н., длины и удельные сопротивления токопро-водов 6 кВ вводов рабочего и резервного питания, состав двигательной нагрузки секций, наличие параллельно работающего в режимах полной или частичных нагрузок дизель-генератора, время отключения выключателей, времена срабатывания основной и резервной защит, место короткого замыкания. Сочетание указанных расчетных условий предопределяет широкий диапазон изменения значений токов к.з. и теплового импульса.

2. Проверка термической стойкости и пожарной безопасности кабелей 6 кВ на примере Калининской АЭС выполнена по двум методикам: противоава-рийного циркуляра Ц-02−84(э) [32] и Ц-03−95(э) [84]. Следует отметить, что по методике [84] получаются более пессимистические результаты по сравнению с циркуляром [32] по следующим причинам:

• расчетные выражения [84] для определения конечной температуры нагрева жил при кратковременном нагреве дают более высокие значения, причем различие возрастает с ростом теплового импульса и начальной температуры жил до к.з. Эта разница меняется от 4 до 33% в сторону увеличения расчетной величины конечной температуры нагрева;

• допустимые температуры по условиям возгорания в [84] установлены для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией без бро-непокрова 350 °C и для кабелей с бронепокровом 400° -против 430 °C по циркуляру [32];

• проверку на невозгорание в [84] предлагается проводить не за отрезком кабеля 50 м как в [32], а в начале кабеля;

• проверку на невозгорание кабелей кабельных пучков в [84] предлагается проводить не при к.з. за пучком, как в ПУЭ, а в начале каждого кабеля пучка.

В данной работе конечная температура нагрева жил кабелей при отключении к.з. резервными защитами рассчитана как при к.з. в начале кабелей (по [84]), так и при к.з. за 50-метровыми отрезками кабелей (по [32]), применяемых на К АЭС.

3. При проверке кабельных линий на термическую стойкость и пожарную безопасность важно правильно учесть начальную температуру жил кабелей в исходном длительном режиме. Эта температура определяется фактической температурой окружающей среды и превышением температуры жил кабелей над этой температурой вследствие нагрева током рабочего режима. Значения фактической температуры окружающей среды варьировались от 25 до 35 °C, а превышения температуры жил кабеля определялись по фактической нагрузке электродвигателей, подключенных к секциям с.н. 6 кВ.

4. Результаты расчетов показывают, что термическая стойкость кабелей сечением 150 мм² и выше КАЭС обеспечивается при расчете температуры нагрева жил кабеля током к.з. по обеим методикам [32] и [84] при любой рабочей токовой загрузке кабеля во всем расчетном диапазоне значений фактической температуры окружающей среды 25.35°С, т. е. конечная температура нагрева кабелей при к.з. в их начале и при действии основных защит присоединений не превышает 200 °C.

5. Результаты проверки условия невозгорания кабелей при действии резервных защит зависят от методики расчета конечной температуры нагрева -[32] или [84].

При расчете температуры по методике циркуляра [32] конечная температура нагрева жил кабелей 6 кВ присоединений с.н. КАЭС сечением 150 мм и выше при к.з. в их начале не превышает 350 °C во всем расчетном диапазоне температуры окружающей среды 25.35°С. Таким образом, при расчете по методике [32] можно считать выполненными даже условия невозгорания кабелей из Сборника руководящих материалов [84] (температура для небронированных кабелей 350 °C при к.з. в начале кабеля).

При расчете по методике [84] конечная температура нагрева при отключении к.з. в начале кабеля резервными защитами не превышает 350 °C во всем расчетном диапазоне рабочей токовой загрузки и температуре окружающей среды только у кабелей сечением 185 мм. Конечная температура нагрева кабелей сечением 150 мм не превышает граничного по условиям невозгорания значения 350 °C из [84] только при рабочей токовой загрузке менее или равной 0.1 длительно допустимого тока при температуре окружающей среды 25 °C. Во всех остальных случаях, т. е. при больших рабочих токовых загрузках и температурах окружающей среды, конечная температура нагрева оказывается выше 350 °C, но не превышает граничного по условиям невозгорания значения 430 °C из [53].

При коротком замыкании за отрезками кабелей 6 кВ сечением 150 мм присоединений с.н. КАЭС конечная температура нагрева не превышает 350 °C во всем расчетном диапазоне температур окружающей среды 25.35°С при расчете по обеим методикам [32] и [84]. Следует отметить, что по данным эксплуатации повреждения, приводящие к к.з., как правило возникают в концевых заделках кабелей, соединительных муфтах и в клеммных коробках электроприемников — т. е. не в начале, а за отрезками кабелей длиной даже более 50 м. Таким образом, при повреждениях в этих точках, пожарная безопасность кабелей присоединений с.н. КАЭС обеспечена при расчете конечной температуры нагрева по обеим методикам [32] и [84].

Из таблицы 5.5. видно, что конечная температура нагрева участков кабелей длиной 50 м и более, рассчитанная по методике циркуляра [32], после к.з. за этими отрезками не превышает 300 °C для всех присоединений с.н. 6 кВ КАЭС. При расчете по методике [84] для большинства присоединений с.н. 6 кВ КАЭС в диапазоне температур окружающей среды 25.30°С конечная температура нагрева также не превышает 300 °C, а при температуре окружающей среды 35 °C лишь несколько превышает 300 °C. Следовательно, после локализации повреждения в соответствии с указаниями [84] для части присоединений можно допустить временную эксплуатацию этих кабельных линий.

6. В таблице 5.1 приведены результаты расчетов по обеим методикам ([32] и [84]) тепловых импульсов тока к.з., которые приведут к нагреву жил до:

• 200 °C — для проверки на термическую стойкость;

• 350 °C — для проверки небронированных кабелей ААШв на невозгорание по [84];

• 430 °C — для проверки на невозгорание по [32].

Кроме того, для проверки условия допустимости временной эксплуатации участка кабеля, по которому протекал ток к.з., рассчитаны тепловые импульсы, приводящие к нагреву до 300 °C. Расчеты сделаны для кабелей с длительно допустимой температурой нагрева жил 65 °C (ААШв) и 80 °C сечением 185, 150, 120, 95 и 70 мм². Расчеты сделаны для различной токовой загрузки этих кабелей и для различной фактической температуры окружающей среды. Рабочий ток проварьирован от 0.1 длительно допустимого тока нагрузки кабеля до 1.0. Поскольку фактическая температура окружающей среды в кабельных коммуникациях не известна, она проварьирована от 25 °C до предельно допустимой по ПУЭ 35 °C.

Данные этой таблицы при известном значении теплового импульса тока к.з. можно использовать для проверки кабелей на термическую стойкость и пожарную безопасность, а также для проверки условия допустимости временной эксплуатации участка кабеля после протекания по нему тока к.з.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Основные научные и практические результаты, полученные в работе, заключаются в следующем:

1. Разработаны основы рационального построения электрической части АЭС повышенной надежности и рекомендованы основные пути совершенствования схем электрических соединений АЭС.

2. Разработаны методы и программы на ПЭВМ для исследования электромеханических переходных процессов в режимах, характерных для АЭС, таких как самозапуск электродвигателей собственных нужд и ступенчатый пуск нагрузки от рабочего или резервного источника.

3. Проведенные исследования показали, что в качестве выделенных системных источников для автономного электроснабжения механизмов систем безопасности и локализации аварии или для пуска энергоблоков с нуля при системных авариях могут использоваться или ТЭС средней мощности, оставшиеся в работе на сбалансированную нагрузку благодаря действию противоаварийной автоматики или гидроагрегаты, которые благодаря их высокой маневренности могут быть запущены из остановленного состояния.

4. Проведенные исследования для конкретного состава нагрузки с.н. запускаемых из остановленного состояния энергоблоков ВВЭР-1000 и РБМК-1000 показали, что с электрической точки зрения нет препятствий к осуществлению успешного пуска и выхода в энергетический диапазон указанных энергоблоков при электроснабжении с.н. от автономного источника или от ослабленной системообразующей сети мощностью от 150 до 200 МВт в зависимости от типа блока и структуры питающей сети.

5. На основе опыта эксплуатации энергоблоков РБМК-1000 и ВВЭР-1000 составлены таблицы очередности включения механизмов с.н. при пуске блоков из различного состояния, а также определены возможности уменьшения мощности потребителей с.н. на начальной стадии пуска до выхода блока в энергетический режим.

6. Выведена формула для расчета теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания при опробовании дизель-генераторов системы надежного питания параллельно с сетью с.н.

7. Проверены термическая стойкость и невозгораемость силовых кабелей 6кВ по двум противоаварийным циркулярам № Ц-02−84 (Э) «О повышении надежности собственных нужд 6 и 0,4 кВ энергоблоков» и № Ц-03- 95 (Э) «О проверке кабелей на невозгорание при действии тока короткого замыкания в сетях собственных нужд электростанции» .