Наладка и эксплуатация оборудования АЭС

тепловыделение вносят продукты деления, накопившиеся в начале работы ЯР. Конкретные интервалы этих времен зависят от мощности ЯР и уровня тепловыделения в активной зоне, при котором устанавливается равновесие между остаточным тепловыделением и рассеиваемым теплом в окружающую среду, т. е. когда температура в активной зоне не растет выше определенной допустимой величины.

Особую опасность Nост представляет при авариях, сопровождающихся прекращением циркуляции теплоносителя. Поэтому каждая ЯЭУ должна иметь систему аварийного охлаждения ЯР (САОР), способную осуществлять теплосъем в любых ситуациях, в том числе и путем проливки активной зоны, т.е. подачи охладителя в активную зону, но так, чтобы исключалась возможность выхода радиоактивного пара в обслуживаемые помещения. Очень важно обеспечить теплосъем в первые секунды после аварийной остановки ЯР в случае обесточивания ЦНПК, когда остаточное тепловыделение максимально, а САОР только включается в работу. Чтобы ЦНПК сразу не остановились, они должны иметь большие маховые массы - специальные маховики, увеличивающие постоянную времени торможения (времени выбега), в течение которого расход теплоносителя после отключения питания ЦНПК уменьшается в е = 2,7 раза. Для ГЦН ВВЭР-1000 оно равно ~30 с.

Раздел 3. Энергетический блок как единый объект эксплуатации

3.1 Характерные режимы эксплуатации АЭС

Все многообразие эксплуатационных режимов энергоблоков АЭС может быть сведено к трем большим группам: нормальные режимы, режимы с ограничениями технологических параметров и аварийные режимы.

К нормальным режимам эксплуатации относятся все стационарные и переходные режимы энергоблока, связанные с основной технологической задачей энергоблока – выработкой заданного количества электрической энергии, при которых все технологические параметры, определяющие надежность оборудования, находятся в пределах, разрешенных правилами технической эксплуатации и другими нормативными документами. В числе нормальных режимов – пуски энергоблока из разных исходных состояний; стационарные режимы при любом уровне мощности в пределах регулировочного диапазона; переходные режимы, связанные с изменением мощности энергоблока; плановые остановы; расхолаживание реактора; перегрузка топлива. В число стационарных режимов входят режим работы с номинальной мощность ном (номинальный режим) и режимы работы с мощностью, меньшей номинальной. Такие режимы называют режимами работы с частичными нагрузками или, для краткости, частичными режимами. Совокупность различных стационарных режимов обычно называют переменными режимами энергоблока. В стационарных нормальных режимах блок может работать неограниченно долгое время. В нормальных режимах энергоблок работает подавляющую часть своего срока службы.

В процессе эксплуатации энергоблока иногда возникают нештатные ситуации, связанные с отказом части входящих в состав блока параллельно работающих агрегатов (например одного-двух главных циркуляционных насосов) или с такой неисправностью того или иного элемента блока, при которой этот элемент не может работать при каких-либо режимах, но вполне может продолжать функционировать в других режимах. В таких нештатных ситуациях не требуется останов блока, он может продолжать работу с определенными ограничениями мощности или иных технологических параметров. Ремонт же вышедшего оборудования может быть произведен без останова блока или отложен до его очередного планового останова. Эту группу режимов называют режимами с ограничениями технологических параметров (нештатными режимами). Поскольку причины, вынуждающие ограничивать технологические параметры, различны, эта группа режимов, при сравнительно малом времени работы в них, весьма обширна.

Продолжительность непрерывной работы в нештатном режиме обычно не ограничивается.

Аварийные режимы связаны с отказом или повреждениями тех или иных элементов блока, отклонением за допустимы пределы технологических параметров, что создает угрозу безопасности дальнейшей эксплуатации блока. В таких режимах требуется либо немедленный останов блока, либо в отдельных случаях немедленное глубокое снижение его мощности до тех пределов, при которых восстановятся допустимые значения технологических параметров, с дальнейшим ограничением разрешенных значений мощности.

Среди многообразия аварийных режимов особое место занимают те режимы и ситуации, которые могут привести к повреждению ядерного топлива или к радикальному загрязнению помещений станции, а тем более к радиоактивному загрязнению территории за пределами станции, а также иметь другие последствия, влияющие на ядерную и радиационную безопасность АЭС. К таким режимам относятся, в частности, аварийные режимы, связанные с незапланированным изменением реактивности реактора (неконтролируемое извлечение поглощающих сборок СУЗ реактора или дополнительных стержней-поглотителей, уменьшение концентрации жидкого поглотителя в теплоносителе и т.п.); режимы работы с аварийным сокращением расхода теплоносителя активной зоны или отдельными технологическими каналами реактора, а также расхода питательной или подпиточной воды; режимы работы с появлением неплотностей, приводящих к большим или малым течам теплоносителя, а также из отдельных технологических каналов; режимы работы с нарушением герметичности оболочек твэлов и увеличением активности теплоносителя; режимы работы с повреждением главных паропроводов АЭС; режимы работы с потерей электрического питания (обесточиванием) цепей собственных нужд АЭС и др.

3.2 Взаимосвязь технологических процессов эксплуатации элементов энергоблока

Главные составные элементы энергоблока АЭС — ядерная паропроизводящая установка (ЯППУ), паротурбинная установка (ПТУ) и электрический генератор. В состав блока входит также ряд систем, не участвующих в работе при нормальных режимах эксплуатации, но обеспечивающих его безопасность при аварийных режимах.

Структура ядерной паропроизводящей установки зависит от типа реактора и принятой тепловой схемы блока. ЯППУ блока с водо-водяным энергетическим реактором (ВВЭР) с двухконтурной тепловой схемой включает в себя (рисунок 3.1) реактор, парогенераторы, главные

циркуляционные насосы (ГЦН), а также компенсаторы давления, предназначенные для компенсации изменений объема теплоносителя и поддержания заданного давления в первом контуре при изменениях режима работы энергоблока. Отечественные блоки с реакторами ВВЭР выполняются с горизонтальными парогенераторами. За рубежом находят применение также вертикальные и прямоточные парогенераторы. Теплоноситель — вода под высоким давлением, проходя через активную зону реактора, воспринимает теплоту от оболочек твэлов. Из реактора он направляется в парогенераторы, проходя по трубам которых, отдает полученную в реакторе теплоту через поверхности теплообмена нагреваемому теплоносителю — воде более низкого давления, проходящей в межтрубном пространстве парогенератора. Отдав теплоту в парогенераторах теплоносителю второго контура, греющий теплоноситель главными циркуляционными насосами возвращается в реактор. Совокупность реактора, тракта парогенераторов для прохода греющего теплоносителя и главных циркуляционных насосов образует первый контур энергоблока. На один реактор в ЯППУ обычно приходится несколько парогенераторов. Соответственно этому первый контур включает в себя несколько петель. Для обеспечения безопасной эксплуатации ЯППУ этого типа нельзя допустить ни при каких режимах вскипания теплоносителя в первом контуре. За счет теплоты, полученной от теплоносителя первого контура, в межтрубном пространстве парогенератора происходит частичное испарение воды. В барабане, куда подается образовавшаяся пароводяная смесь, из нее выделяется насыщенный пар, направляемый по главным паропроводам в турбину. Питательная вода, полученная при конденсации пара после турбины, дополненная сливами сепарата, конденсата греющего пара из подогревателей, а также добавками химически очищенной воды, питательными насосами возвращается в барабаны парогенераторов. Тракт, по которому проходит этот теплоноситель низкого давления, включающий в себя межтрубное пространство парогенераторов, главные паропроводы, проточную часть турбины, конденсатор, систему регенеративного подогрева питательной воды, а также проточные части конденсатных и питательных насосов, образует второй контур энергоблока.

ЯППУ блока с канальным водо-графитовым реактором, имеющего одноконтурную тепловую схему (рисунок 3.1), включает в себя реактор, барабаны-сепараторы, в которых из пароводяной смеси, образовавшейся в технологических каналах реактора, выделяется насыщенный пар, направляемый в турбины, и контур многократной принудительной циркуляции (КМПЦ), в котором оставшаяся после отделения пара вода возвращается главными циркуляционными насосами из барабанов-

сепараторов в технологические каналы реактора. В барабаны-сепараторы питательными насосами подается питательная вода из системы регенеративного подогрева питательной воды турбоустановок. В некоторых типах канальных реакторов (например, АМБ блоков Белоярской АЭС) в специальных технологических каналах организован ядерный перегрев пара. Насыщенный пар из барабанов-сепараторов поступает в эти перегревательные каналы; полученный перегретый пар направляется в турбину.

Рисунок 3.1 - Принципиальные схемы ЯППУ: а - с реактором ВВЭР; б - с реактором РБМК; в - с реактором БН 1 - реактор; 2 - паровая турбина; 3 - электрический генератор; 4 - конденсатор; 5 — питательный насос; б — ГЦН; 7 - компенсатор давления; 8 - парогенератор; 9 - промежуточный теплообменник

ЯППУ энергоблока с реактором БН (рисунок 3.1, в), имеющего трехконтурную тепловую схему, включает в себя реактор, в котором теплота ядерных реакций воспринимается теплоносителем — жидким натрием, теплообменный аппарат, в котором теплота от радиоактивного натрия первого контура передается нерадиоактивному (чистому) теплоносителю второго контура — также жидкому натрию, парогенераторы, в которых за счет теплоты теплоносителя второго контура происходит испарение теплоносителя третьего контура — воды и перегрев образовавшегося пара, а также натриевые насосы первого и второго контуров. Промежуточный второй контур выполнен для предотвращения контакта радиоактивного натрия с водой при неплотностях в парогенераторах, что повышает безопасность энергоблока. Вспомогательными системами ЯППУ этого типа являются системы заполнения и опорожнения, а также разогрева натриевых контуров.

В энергоблоках АЭС на один реактор принимают от одной до трех турбоустановок. Энергоблоки с реакторами ВВЭР-1000 (кроме V блока Нововоронежской АЭС) выполнены по моноблочному принципу: на один реактор — одна турбоустановка. Аналогичный принцип заложен в проекте

энергоблока БН-800. Энергоблоки ВВЭР-440, РБМК-1000, РБМК-1500 и БН1600 (проект) основаны на дубль-блочном принципе: на один реактор — две турбоустановки. В блоке БН-600 с одним реактором работают три турбоустановки.

Оценивая моноблочное и дубль-блочное исполнение турбоустановок, следует иметь в виду, что блоки с двумя турбинами требуют больших капитальных затрат, чем блоки с одной турбиной. Вместе с тем надежность дубль-блочных схем оказывается большей, чем моноблочных: аварийное отключение турбины в моноблоке приводит к полному отказу блока, в дубльблоке же при аварийном отключении одной турбины блок может продолжать работу с мощностью, равной 50% номинальной. Это обстоятельство имеет существенное значение, тем более, что, как показывает практика, число отказов турбоустановок в процессе эксплуатации АЭС превышает число отказов ЯППУ. Поэтому при проектировании АЭС вопрос выбора числа турбоустановок, приходящихся на один реактор, представляет собой техникоэкономическую задачу, в которой сопоставляются два фактора, действующие в противоположные стороны: сокращение капитальных затрат при переходе к моноблочным схемам и увеличение при этом эксплуатационных затрат, связанных со снижением надежности блока. Общая тенденция мировой ядерной энергетики — преимущественное применение моноблочных схем.

Паротурбинная установка включает в себя турбину, конденсаторы, систему регенеративного подогрева питательной воды, состоящую из подогревателей низкого давления (ПНД), деаэратора, подогревателей высокого давления (ПВД), сепаратор — промежуточный перегреватель (СПП) или промежуточный пароперегреватель (для турбоустановок перегретого пара), конденсатные, бустерные и питательные насосы. В тепловую схему ПТУ нередко включают приводные турбины питательных насосов (для блоков ВВЭР-1000) со своими конденсаторами.

Технологический режим эксплуатации блока включает в себя совокупность технологических режимов работы его составных элементов. Главная технологическая задача энергоблока АЭС — выработка требуемого количества электрической энергии при предписанных значениях ее параметров. При выполнении этой задачи в составных элементах блока происходят разнообразные по своей природе физические процессы: нейтронно-физические процессы в активной зоне реактора, тепловые процессы в реакторе, парогенераторах, системе регенеративного подогрева питательной воды, тепломеханические и газодинамические процессы в турбине, электромеханические и электромагнитные процессы в

электрическом генераторе и системе возбуждения. Эти процессы сопровождаются многократными превращениями энергии.

Физические процессы, происходящие в разных элементах блока, сказывают существенное взаимное влияние друг на друга. Отклонение режима какого-либо из элементов в большей или меньшей мере влияет на другие элементы, причем это влияние является двухсторонним, распространяясь как на последующие, так и на предшествующие по технологическому процессу элементы. Такое влияние существует и для блоков тепловых электростанций, однако для блоков АЭС оно оказывается значительно большим. Так, например, изменение положения регулирующих клапанов турбины, с одной стороны, меняет ее мощность, а с другой — из-за сопутствующего перемещению клапанов изменения давления насыщенного пара перед турбиной изменяет также его температуру. В блоках с реакторами ВВЭР из-за изменившихся условий теплообмена в парогенераторах при этом изменяется средняя температура теплоносителя в первом контуре, что из-за температурного эффекта высвобождает положительную или отрицательную реактивность реактора, вызывая изменение его мощности. Таким образом, изменение режима одного элемента энергоблока АЭС изменило режимы работы всех остальных элементов без всякого воздействия на их органы регулирования только за счет взаимного влияния физических процессов в них. На энергоблоках же ТЭС аналогичное изменение параметров пара не влияет на топочные процессы в котле и без воздействия системы регулирования котла не меняет тепловыделения в топке, т.е. взаимное влияние элементов проявляется для энергоблоков АЭС в большей мере.

Вследствие отмеченного взаимного влияния друг на друга составных элементов энергетический блок АЭС следует рассматривать как единое целое. Энергетический блок представляет собой сложный многоагрегатный объект эксплуатации со многими технологическими параметрами, определяющими ее качество. Среди них потребитель электрической энергии регламентирует лишь мощность, а также частоту и напряжение, характеризующие количество и качество отдаваемой во внешнюю сеть электрической энергии. Эти параметры будем в дальнейшем называть внешними технологическими параметрами. Внешние параметры должны поддерживаться автоматически или вручную с точностью, предписанной потребителем.

Напряжение на шинах генератора поддерживается автоматически регулятором возбуждения. Электромагнитные и электромеханические процессы при регулировании возбуждения протекают намного быстрее тепломеханических процессов в других элементах блока. К тому же непосредственное влияние этих процессов друг на друга носит односторонний

характер: тепломеханические процессы, изменяющие мощность турбины, вызывают отклонения напряжения; обратного влияния не наблюдается. Отклонения частоты электрического тока, воспринимаемые соответствующими регуляторами при первичном и вторичном регулировании частоты вызывают изменения мощности турбины. В связи с отмеченным в большинстве практических ситуаций, связанных с нормальными режимами эксплуатации, можно с достаточным для практических целей приближением ограничиться рассмотрением мощности турбины в качестве единственного для блока внешнего технологического параметра. При этом можно не учитывать процессов в электрической части блока. Поэтому в дальнейшем под термином «энергоблок», если не сделано особых оговорок, будем понимать совокупность ЯППУ и ПТУ.

Остальные — внутренние технологические параметры энергоблока жестко не регламентируются потребителем. К их числу относятся, в частности, давление пара перед стопорными клапанами турбины, средняя температура теплоносителя в первом контуре (для двух- и трехконтурных тепловых схем энергоблоков), угловые скорости питательных насосов, температура графитовой кладки (для канальных реакторов) и др. Различные технологические параметры не в одинаковой мере влияют на выполнение основной технологической задачи блока, этим определяется их разный ранг.

Один и тот же конечный результат, интересующий потребителя, может быть получен при различных сочетаниях внутренних технологических параметров. Так, например, снижение мощности турбины от номинальной до половинной может быть осуществлено прикрытием наполовину регулирующих клапанов турбины при сохранении неизменным давления пара перед стопорными клапанами либо соответствующим снижением давления пара при поддержании регулирующих клапанов турбины полностью открытыми. Вследствие этого принципиально возможно применение различных программ регулирования (программ эксплуатации) энергоблоков

— закономерностей изменения стационарных значений внутренних технологических параметров от мощности турбины (внешнего параметра). Составными частями общей программы регулирования блока являются подпрограммы регулирования его элементов, представляющие собой статические характеристики изменения внутренних технологических параметров низших рангов в зависимости от режима блока. Одна и та же Программа регулирования блока может быть реализована, например, при различных подпрограммах регулирования угловой скорости питательного насоса.

Из сказанного вовсе не следует делать вывод, что внутренние технологические параметры являются второстепенными, малозначащими и могут

изменяться произвольно. Применительно к столь ответственному оборудованию, как реактор, парогенераторы, турбины, принятые значения по меньшей мере многих из внутренних технологических параметров определяют надежность и безопасность его эксплуатации. От выбора тех или иных значений внутренних технологических параметров в немалой мере зависят экономичность блока и его маневренные возможности. Поэтому при выборе и поддержании внутренних технологических параметров не может быть вседозволенности. Вместе с тем отсутствие жестко заданного, однозначного значения какого-либо из этой группы параметров допускает его выбор из разных значений в пределах заранее определенного диапазона допустимых отклонений. Это расширяет эксплуатационные возможности.

В переходных режимах энергоблока режимы его составных элементов могут изменяться в различной последовательности, характеризуемой способом управления энергоблоком. Так, можно перевести сначала на новый режим работы реактор с тем, чтобы турбина следовала за ним. Такой способ управления называют первичным управлением реактором. На практике применяют также и противоположный способ — первичное управление турбиной, при котором сначала изменяется режим ее работы, а ЯППУ следует за турбиной.

Отличие между понятиями программы регулирования и способа управления состоит в том, что программа регулирования характеризует значения внутренних технологических параметров в стационарных режимах, а способ управления характеризует переходный процесс от одного стационарного режима к другому. Любая программа регулирования может сопровождаться переходом от одного режима к другому как первичным управлением реактором, так и первичным управлением турбиной, и наоборот, каждый из этих способов может быть применен при любой программе регулирования.

Выбор программы регулирования определяется соображениями обеспечения надежности и безопасности всех элементов блока, техникоэкономическими соображениями и маневренными характеристиками.

Для блоков с реакторами ВВЭР находят применение программа регулирования с постоянной средней температурой ср теплоносителя в первом контуре (рисунок 3.2, а), обеспечивающая изменение мощности блока при почти неизменном положении управляющих стержней реактора; программа с постоянным давлением пара во втором контуре (рисунок 3.2, б); со скользящим давлением пара во втором контуре при неизменном положении регулирующих клапанов турбины (рисунок 3.2, в) или комбинированная (компромиссная) программа (рисунок 3.2, г), включающая в

себя для разных диапазонов нагрузок первую и вторую программы. Для энергоблоков с реакторами РБМК и БН применяется преимущественно программа регулирования с постоянным давлением пара перед турбинами.

Рисунок 3.2 - Характеристики энергоблоков АЭС с водо-водяными реакторами при различных программах регулирования: а - с постоянной средней температурой теплоносителя в первом контуре; б - с постоянным давлением пара во втором контуре; в - со скользящим давлением во втором контуре; г - комбинированная (компромиссная) программа

Р - мощность блока; ср - средняя температура теплоносителя в первом контуре; - давление пара во втором контуре; - координата, характеризующая положение регулирующих клапанов турбины