автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Повышение надежности электрической части атомных электростанций

на правах рукописи

ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Специальность 05.14.02 — электрические станции (электрическая часть), сети, электроэнергетические системы и управление ими

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

па правах рукописи

Мокеев Сергей Федорович

ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Специальность 05.14.02 — электрические станции (электрическая часть), сети, электроэнергетические системы и управление ими

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Работа выполнена на кафедре "Электрические станции" Санкт-Петербургского государственного технического университета.

Научный руководитель — профессор, доктор технических наук А. К. Черновец.

Официальные оппоненты: профессор доктор технических наук Г. А. Евдокунин; доцент, кандидат технических наук В.Я.Шмурьев.

Ведущая организация — АО "Ленэнерго".

Защита диссертации состоится 1996 года в

" '/у" часов на заседании диссертационного совета К 063.38.24 при Санкт-Петербургском государственном техническом университете (195251, Санкт-Петербург, ул. Политехническая д. 29, Главное здание, ауд. 325).

С диссертацией можно ознакомиться в фундаментальной библиотеке института.

Отзыв на автореферат в двух экземплярах, заверенный печатью, просьба направлять по вышеуказанному адресу на имя ученого секретаря диссертационного совета.

Автореферат разослан "

и-пА/'^-^ " 1996 года.

Ученый секретарь диссертационного совета К 063.38.24 доцент, кандидат технических наук А.И. Таджибаев.

ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Повышение надежности работы электрической части атомных электростанции диктуется общими высокими требованиями надежности, предъявляемыми к атомной энергетике. Надежность работы электрической части - это прежде всего устойчивость работы электростанции в энергосистеме и надежность электроснабжения собственных нужд (с.н.) при любых аварийных ситуациях в энергосистеме п на станции. При этом эти качества определяются многими факторами: схемами первичной коммутации, устройствами релейной защиты автоматики и алгоритмами их работы, аппаратной надежностью электрообору-' дования, культурой эксплуатации...

Промышленное освоение энергоблоков АЭС требует совершенствования главной схемы станции, схем электроснабжения механизмов основного технологического цикла и систем аварийного расхолаживания реактора, разработки мероприятий, повышающих надежность работы используемого оборудования и обеспечивающих гарантированное успешное завершение переходных процессов, вызванных возмущениями в электрической части АЭС и энергосистемы. С этой целью в диссертационной работе рассматриваются вопросы,возникающие в процессе проектирования, освоения мощности и эксплуатации атомной электростанции.

Цель работы. Анализ и обобщение опыта эксплуатации электрической части Ленинградской атомной электростанции. На примере ЛАЭС показано, как можно решить ряд вопросов повышения устойчивости работы электрической части, релейной защиты и автоматики, и, в целом, культуры безопасности на станции. Предложения данной работы применимы для электрических станций и подстанций любого типа, но прежде всего для атомных электростанций.

Научная новизна. Процессы пуска и самозапуска механизмов с н, перевода питания секций б кВ с рабочего, на резервный источник рассмотрены на базе общей теории электромеханических переходных процессов. Предложены новые технические решения с необходимым математическим обоснованием в части:

- новых устройств релейной защиты и автоматики,

- защиты сетей постоянного тока станций и подстанции от перенапряжений и ложных срабатываний устройств РЗА,

-защиты сетей с.н. бкВ от перенапряжений,

- снижения уровня травматизма персонала,

- замера параметров сетей напряжением до 1 кВ.

Предложена методика наладки и профилактики электрооборудования напряжением до 1 к В с использованием разработанных автором прпбо ров типа ИПСМ.

Практическая ценность и реализация результатов работы. Предлагаемые технические решения, отмеченные в настоящей работе, реализованы (или находятся в стадии реализации) на Ленинградской АЭС, Ленэнер-го, Новгородэиерго, Колэнерго, Карелэнерго. Предложенные автором ускорение защит при производстве переключений, защита при включении на к.з. применяется в системе Ленэнерго, защита сетей постоянного тока от перенапряжений рекомендовано Главтехуправлением Минэнерго СССР (ныне Минтопэнерго России) для применения на станциях и подстанциях.

Приборы типа ИПСМ выпускаются АО "Электро" и в настоящее время находятся в эксплуатации на ЛАЭС, объектах Ленэнерго, Колэнерго, Карелэнерго.

Предложенные технические решения и мероприятия нашли отражения в публикациях, отчетах, авторских свидетельствах, патентах и рацпредложениях. В разработке и реализации всех вышеназванных мероприятий принимал непосредственное участие автор настоящей диссертации,как один из руководителей разработок.

Апробация работы. Предлагаемые технические решения реализованы на ЛАЭС, Ленэнерго.

Публикации. По результатам работ опубликовано печатных работ ^ , выдано авторских свидетельств , патентов А , подано

заявок на изобретение.

Объем работы. Диссертация состоит из введения / , глав & , заключения, списка литературы из УЗ наименовании и приложении. Диссертация изложена на стр, включая /2£стр. основного текста и 2 У рисунков.

Краткое содержание работы

Во введении отмечены цели и задачи настоящей работы. Основной задачей работы является обобщение и анализ опыта эксплуатации электрической части Ленинградской АЭС.Т.к.ЛАЭС является головной атомной электростанцией с реакторами типа РБМК-1000, имеет длительный (более 20 лет) и, в целом, положительный опыт эксплуатации, материалы работы имеют практическую ценность для научных, проектных н эксплуатирующих организаций. В работе выполнен анализ тех мероприятий, которые носят универсальный характер и применимы не только для атомных, но и электростанций и подстанций любого тина.

В первой главе рассмотрены вопросы устойчивой работы ЛАЭС в энергосистеме, вопросы надежности энергоснабжения с.н. в нормальных п аварийных условиях расхолаживания реактора.

Как показал опыт эксплуатации и анализ работы электрической части Ленинградской АЭС, реализованные проектные решения имели ряд существенных недостатков:

— не предусматривалось защиты турбогенератора от потери возбуждения, что при наличии слабой связи с системой немедленно привело бы к глубокому снижению напряжения в узле ОРУ-ЗЗО /1 ЮкВ ЛАЭС и ос-

танову станции с потерей с.п.,

- не предусматривалось дублирования быстродействувющих защит ОРУ-ЗЗОкВ по цепям питания оперативного тока,что при отказе питания оперативным током и близком к.з. привело бы к потере устойчивости станции,

отсутствовали устройства в системе возбуждения генератора, обеспечивающие режим совместного и индивидуального "выбега" и при работе "выбегающего" генератора на с.н. происходило перевозбуждение генератора и других элементов "выбегающей" системы. Перевозбуждение могло привести к повреждению основного электрооборудования энергоблока из-за роста индукции в магнитоироводах электрических машин и аппаратов,

— не предусматривалось дистанционного (с ЦЩУ) управления блочными разъединителями 330 кВ. Это приводило к тому, что после отключения генератора он длительное время мог оставаться отделенным от сети только выключателями и при несанкционированном включении последних основное оборудование блока (блочный трансформатор, генератор п турбина) могло быть серьезно повреждено, как это и имело место на Армянской АЭС (1982 г.) и Чернобыльской АЭС (1991 г.);

— неоправданное применение автосинхронизации на АЭС усложняло схему управления выключателями генератора и могло привести к несанкционированной синхронизации генератора с системой,

— отсутствовали токоограннчнвающпе реакторы в нейтрали автотрансформаторов (АТ) связи ОРУ-ЗЗО/ 110 кВ, что снижало динамическую устойчивость трансформаторов.

Во многом это объясняется тем, что ЛЛЭС являлась головной атомной станцией с реакторами РБМК, опыта эксплуатации таких энергоблоков в стране не было и, кроме того, на момент ввода ее в работу станция имела относительно слабые связи с энергосистемой.

Собственные нужды (с.н.) с мощными двигателями ГЦН, слабая сеть ОРУ-1Ю кВ питания пускорезервных трансформаторов, отсутствие выключателей в цепи генераторного напряжения остро ставили вопросы устойчивости работы электрической части - вопросы успешного самозапуска, надежной работы схемы автоматики выделения резервных источников питания (АВРИП), предупреждения коротких замыканий (к.з.) на оборудовании станции и надежной работы устройств РЗА, особенно при близких к.з. надежной работы систем возбуждения генераторов.

В связи с вышеизложенным силами эксплуатации:

— была установлена защита на базе датчика потери возбуждения ДПВ и указанная защита отключила генератор от сети, предотвратив серьезную аварию в первый же месяц эксплуатации;

— было выполнено изменение питания дублирующих основных (быстродействующих) защит ОРУ-ЗЗО кВ,

— была предложена и изготовлена приставка, обеспечивающая сохранение постоянства индукции, оптимальным образом развозбуждающая генератор при снижении частоты (полупроводниковые системы АРВ, как правило, выполняют алгоритм регулирования с сохранением посто

янства напряжения статора).

— был выполнен монтаж дистанционного управления разъединителями еще в период пуско-наладочных работ и тем самым снижена вероятность такой аварии на ЛАЭС на несколько порядков.

— была исключена из схемы автоматическая точная и самосинхронизация генераторов,

— в целях снижения вероятности повреждения автотрансформаторов при сквозных к.з. были выполнены необходимые расчеты и установлены реакторы в нейтралях AT.

Для решения некоторых вопросов привлекались научные организации, с которыми вместе находили приемлемые решения. Ниже рассмотрим некоторые из них.

1. В связи с ограниченной мощностью сети 110 кВ, от которой запнта-ны пускорезервные трансформаторы с.н. (ПРТ), в целях успешного самозапуска с/н проектом предусматривалось автоматическое отключение ГЦП при работе АВР секций с.н. 6 кВ. Такое решение приводило к тому, что при любом аварийном отключении турбогенератора двигатели ГЦН с помощью перемычек переключались на секции с/ н работающего генератора, а секции отключенного генератора устройствами АВР с перерывом питания переключались на ПРТ. При этом любой сбой в работе многочисленных устройств РЗА и выключателей может нарушить технологический процесс и привести к останову реактора с переводом его в режим аварийного расхолаживания при отключенных всех пли части ГЦП. В связи с этим для облегчения условии расхолаживания реактора во избежание отключения ГЦН была предложена автоматика перевода с и на резервный источник без перерыва питания за счет задержки в отключении генератора даже при работе технологических защит, требующих немедленного останова турбины. Схема была реализована па ЛАЭС п многократно работала при возмущениях в технологической части, связанных с остановом реактора и турбины. Случаев аварийного расхолаживания с отключенными ГЦН за весь период эксплуатации ЛАЭС не было.

2. Обоснован и предложен способ перевода питания на ПРТ с кратковременной параллельной работой последнего с выбегающим генератором. Показана допустимость такого режима как для генератора, так и трансформаторов с.н., возможность работы переводимых на ПРТ секций с включенными ГЦН. Предлагаемый алгоритм автоматики перевода может быть реализован на ЛАЭС в случае привлечения станции к более частым воздействиям со стороны системной протпвоаварийной автоматики.

3. Директивные документы предусматривают проведение натурных испытаний самозаиуска на головных энергоблоках тепловых и атомных станций. На ЛАЭС, учитывая определенный риск, связанный с испытаниями переходных процессов такого рода, опыты самозапуска на работающем блоке не проводились. В связи с этим была разработана уточненная методика, выполнены расчеты самозапуска с.н. ЛАЭС на ПЭВМ с разным составом нагрузок секции с.н., выяснены причины тяжелых ус-

лопни самозапуска с.н. ЛАЭС с включенными двигателями ГЦН. Показана настоятельная необходимость установки на ЛАЭС, так же как и других атомных станциях с реакторами РБМК, выключателей в цепи генераторного напряжения, позволяющих сохранять питание с. н. блока от рабочего трансформатора с. н. при останове реактора или турбогенератора. Предложение было реализовано при строительстве второй очереди станции в 1978-80 гг. и при реконструкции на первой очереди - в 1990-92гг.

4. Известно, что при работе АВР секций двигатели с.н. испытывают значительные динамические перегрузки. Учитывая высокую ответственность ГЦН, а также особенность схемы подключения последних (двигатели ГЦН имеют двойное питание от секций с.н. соседних турбогенераторов) с использованием метода математического моделирования были выполнены расчеты по определению величины и фазы остаточного напряжения на выводах двигателей ГЦН, а также электромагнитные моменты и пусковые токи при групповом н индивидуальном выбеге последних. На основании этих расчетов рекомендовано оставить схему АВР секций в проектном объеме, а в схеме автоматики перевода питания ГЦН с одной секции на другую для предотвращения включения вблизи проти-вофазы напряжений ввести выдержку времени 1,5- 2,0 сек для обеспечения затухания остаточного напряжения. Предложение реализовано путем запрета ручного перевода питания ГЦН с одной секции на другую при работе блока.

5. Исходя из соображении неэффективности АВР при к.з. на секциях с н 6 и 0,4кВ, было предложено выполнять запрет АВР при работе максимальных токовых защит (м.т.з.) вводов секций 6 и 0,4 кВ. Более того, АВР при работе м.т.з. опасен и с точки зрения техники безопасности, т.к. большой процент повреждений на секции вызван неправильными действиями персонала во время производства переключений или при производстве ремонтных работ. Повторная подача напряжения в таком случае только усугубит ситуацию. Предложение было реализовано в 1975 г. только на секциях 0,4 кВ. Ссылаясь на типовые схемы АВР, проектная организация не согласилась выполнить запрет на секциях 6 кВ, и только после выхода Решения Э-6 ' 85 Минэнерго СССР о блокировании АВР секций б и 0,4 кВ запрет был внедрен всюду. Практика эксплуатации показывает, что при длительном обесточенпп даже одной секции б кВ происходят значительные возмущения в работе технологической части станции. Последние вызваны тем, что даже при наличии резервных механизмов с.н. и двойного питания ГЦН включение указанных агрегатов с.н. от устройств автоматики (от устройств АВР механизмов по факту аварийного отключения работающего пли по технологическому параметру) происходит со значительной задержкой по времени, что приводило к работе аварийной защиты (АЗ) реактора.

В связи с этим на ЛАЭС предложено и реализовано следующее: при работе м.т.з. запрещается АВР секций и без выдержки времени отключаются все электродвигатели данной секции. Это обстоятельство резко увеличило устойчивость работы технологической части энергоблоков благо-

даря ускорению автоматического вк. ючения резервных механизмов с.н. п механизмов с двойным питанием. В настоящее время потеря одной секции с.н. 6 кВ, как правило, не приводит к останову блока.

6. Устойчивость работы станции и энергосистемы в значительной мере определяется надежной работой систем возбуждения турбогенераторов. Особенно остро эти вопросы стоят на АЭС с турбогенераторами большой единичной мощности (500 МВт и более) не только во время включения первых турбогенераторов станции, но и при вводе всех мощностей на объекте. Асинхронный режим генераторов такой мощности в любой схеме приводит к глубоким снижениям напряжения на секциях с.н. и в распределительных устройствах высшего напряжения с возможной потерей устойчивости станции. В связи с этим вопросом надежной работы систем возбуждения турбогенераторов и защиты от асинхронного режима на ЛАЭС уделялось повышенное внимание и по инициативе эксплуатационного персонала было выполнено следующее:

— генераторы второй очереди были оснащены бесщеточной системой возбуждения с исключением ненадежного в эксплуатации щеточного аппарата,

— заменены вращающиеся подвозбудителн на отпаечные трансформаторы самовозбуждения,

— изменена типовая схема автоматики возбуждения с воздействием непосредственно на второй тнристорный преобразователь (с ручным управлением) сигнала от блока минимального возбуждения (БОМВ). В этом случае БОМВ получает новое качество, работая по независимому каналу в качестве резервного регулятора. Схема позволяет осуществлять резервирование основного канала регулирования не по дискретным (релейным) сигналам, а по фактору, определяющему непосредственно устойчивую работу генератора. Необходимо отметить, что принцип построения схемы универсален и пригоден для любого аппаратного состава системы возбуждения.

7. Одним из опасных режимов работы электрооборудования является режим постановки его под рабочее напряжение. В этом случае вероятность к.з. наибольшая. В связи с этим предложен п применяется на ЛАЭС способ постановки под рабочее напряжение силового электрооборудования главной схемы через присоединения с наибольшим сопротивлением. В каждом конкретном случае вопрос решается индивидуально. При таком способе ввода в работу электрооборудования благодаря повышенному то-коограннчивающему действию не происходит нарушения устойчивости работы энергосистемы и осуществляется проверка исправности оборудования под рабочим напряжением.

Из соображений сохранения устойчивости работы ЛАЭС во избежании риска, связанного с отказом выключателя или устройств РЗА главной схемы при к.з. на линиях электропередачи (ЛЭП), отходящих от шин ОРУ-750, 330, 110 кВ станции, реализована следующее:

-- опробование отключенных от защит ЛЭП, имеющих двухстороннее питание, осуществляется вручную или автоматически (от устройств АПВ) со стороны энергосистемы. АПВ ЛЭП со стороны ЛАЭС происходит с

контролем синхронного напряжения на линии,

-- па тупиковых ЛЭП-110 кВ запрещен второй цикл двухкратного АГ1В и введен автоматический запрет AIIB при близких однофазных к.з.

8. Ситуация при постановке оборудования под напряжение усугубляется тем, что при вводе нового оборудования или прошедшего ремонт на устройствах РЗА, как правило, производились наладочные или очередные проверки и сами устройства имеют пониженную готовность, т.к. требуется их проверка рабочим током. Для этого на вводимом присоединении устанавливают временную защиту или вводят его в работу через выключатель с заведомо проверенной защитой (например, через обходной или шнносоединительный выключатель). В случае отказа собственных защит фндера к.з. обычно отключается устройствами дальнего резервирования (УДР). В этом случае происходит массовое погашение потребителей и генерирующих мощностей и, что особенно опасно для атомных станций, прп к.з. в основной сети произойдет потеря устойчивости системы с очень тяжелыми последствиями. В связи с этим была предложена общая для всех присоединений групповая защита по напряжению, использующая тот факт, что к.з. опасно не только токами к.з., но прежде всего длительностью и величиной снижения напряжения. Защита автоматически вводится на отключение на ограниченное время (на 1-2сек) на включаемом выключателе присоединения.

9. Как известно, одной из тяжелых аварий на АЭС является режим аварийного расхолаживания ядерных реакторов при системных авариях. В таких условиях на АЭС, в том числе на ЛАЭС, должна работать автоматика АВРИП, обеспечивая подачу напряжения на собственные нужды от автономных источников. Основным источником автономного питания являются дизель-генераторы (ДГ), а на ряде АЭС дополнительным источником является и близлежащая ГЭС (для ЛАЭС - Нарвская ГЭС). Указанные источники имеют ограниченную мощность и могут обеспечить надежное электроснабжение только потребителей, подключенных к секциям надежного питания (аварийный питательный электронасос АПЭН, насос аппаратный НА, насос гндроуплотненпя МГУ, малый питательный насос МПП и трансформаторы надежного питания 6/0,4 кВ). Как показывает анализ, в условиях резкого уменьшения мощности реактора весьма желательно обеспечить работу и технологических систем нормальной эксплуатации (циркуляционный насос ЦН, питательный электронасос ПЭН, главный циркуляционный насос ГЦН). Поскольку гидрогенераторы имеют мощность значительно большую, чем днзельгенераторы, при подаче напряжения от гидроэлектростанции ГЭС такая работа возможна. В рассматриваемом режиме основную нагрузку секций надежного питания будут взять ДГ и мощность внешних источников может оказаться невостребованной.

Из-за неопределенности ситуации при потере напряжения в сети автоматика АВРИП производит "расчистку" и отключает все "сторонние" потребители, включая и секции собственных нужд нормальной эксплуатации. Восстановление напряжения на секциях собственных нужд нормальной эксплуатации в режиме аварийного обесточения запрещена, т.к.

выяснение возможности включения мощных потребителей нереально. В результате существующие системы АВРИП не позволяют использовать возможности всех источников аварийного расхолаживания в полном объеме, а при нечетких действиях оперативного персонала в быстро меняющихся условиях режима аварийного расхолаживания возможна потеря всех внешних источников энергосёнабжения из-за "лавины" напряжения. Внедрение на ЛАЭС рассмотренной выше защиты при включении присоединения на к.з., выступая в своем новом качестве, устраняет отмеченный недостаток схемы АВРИП и обеспечивает возможность использования всех внешних автономных источников питания для работы ГЦН, IIЭН и прочих потребителей третьей группы. Защита автоматически отключает подключаемые "лишние" потребители, которые вызывают недопустимое понижение напряжения, предотвращая тем самым "лавину" напряжений и "опрокидывание" электродвигателей.

Применение этой защиты на ОРУ-ПО кВ ЛАЭС позволяет, например, кроме прочих качеств, в подобных аварийных ситуациях подавать оперативно напряжение на собственные нужды потребителей промышленной площадки г. Сосновый Бор.

Во второй главе рассмотрены причины ложной работы релейной защиты и технологической автоматики станций и подстанций. Показано, что одной из основных причин ложного срабатывания устройств РЗА, являются перенапряжения в сетях постоянного оперативного тока. Вероятной причиной самопроизвольного включения выключателей генераторов на Армянской АЭС (1982г.) н Чернобыльской АЭС (1991г.), повлекшие за собой разрушение основного электрооборудования энергоблоков, могли быть перенапряжения в сети постоянного тока. Приводится описание опыта эксплуатации сетей постоянного тока ЛАЭС, где по предложению автора были установлены приборы, позволяющие фиксировать возмущения в сети. Выполнен анализ причин и величин возможных перенапряжений. Главной причиной перенапряжений является неудовлетворительная работа отдельных контакторов включения, которые при гашении тока соленоида включения выбрасывают дугу на заземленные металлические конструкции. При этом по цепи ("земля" — катушка индуктивности соленоида включения — дуга второго контакта контактора включения) происходит заряд емкости всей сети постоянного тока до величины 1 2 кВ. После погасания дуги в контакторе сеть постоянного тока плавно разряжается через токи утечки и схему контроля изоляции. Под воздействием возникших перенапряжений возможен пробой изоляции. Если местом пробоя является цепь катушки реле, действующего на отключение (включение), происходит несанкционированное отключение (включение) выключателя. Опасен и передний крутой фронт перенапряжений, который через емкости монтажа может вызвать повреждение электронных устройств или их ложную работу. Как правило, изоляция в месте повреждения восстанавливается и в обоих случаях причину ложного срабатывания наптп сложно .

Выполнен анализ ранее применяемых мер, направленных на снижение перенапряжений и ложных срабатываний устройств РЗА, показана их низкая эффективность. Предложена новая защита от перенапряжений,

возникающих при операциях с катушками индуктивности и при попадании переменного напряжения в сеть постоянного тока. Защита выполняется на двух диодах, включаемых в непроводящем направлении между полюсами аккумуляторной батареи и землей. Даны рекомендации по устранению перенапряжений, вызванных выносом потенциала из-за протекания по заземляющим контурам токов к.з. Проведены необходимые испытания новой защиты в условиях действующего оборудования и в 1988 г. защита внедрена на ЛАЭС. В настоящее время разработанные защиты нашли применение на многих электростанциях и подстанциях страны и показали высокую эффективность в работе. Отмечается резкое уменьшение случаев снижения изоляции и ложных срабатываний устройств РЗА но невыясненной причине, как на ЛАЭС, так и в энергосистемах Ленэнер-го, Новгородэнерго.

В третьей главе рассмотрены вопросы защиты сетей с.н. от перенапряжений, возникающих в режимах замыкания на землю. В практике эксплуатации сетей с.н. 6 кВ электростанций, нормально работающих с изолированной нейтралью, имеют место перенапряжения, которые вызывают прол"й изоляции и повреждение, прежде всего, электродвигателей с.н. Циркуляр Ц-01-88 от 23.09.88г. МАЭ предписывает изменить режим работы нейтрали сетей с.н. 6 кВ АЭС на "частично-заземленный". Любое замыкание на землю должно быть немедленно отключено устройствами релейной защиты, вплоть до погашения секции с.н. Таким образом, сеть с.н. станции теряет главное качество — возможность длительно работать с поврежденной фазной изоляцией. Необходимо отметить и следующее: за весь период развития электроэнергетики, не подвергая сомнению режим работы сетей 6 кВ с изолированной нейтралью, существовало две тенденции в логике работы земляных защит таких сетей:

Первая тенденция — переводить на отключение и повышать чувствительность земляных защит присоединений. Такое направление,видимо, несколько снижало повреждаемость электродвигателей, но проводило к излишнему отключению последних и, как следствие, увеличивало вероятность возмущений в технологической части станции;

Вторая тенденция — загрублять и переводить на сигнал земляную защиту присоединений. В настоящее время, согласно ПУЭ, на отключение должны действовать только "земляные" защиты электродвигателей мощностью более 2 МВт с током замыкания 5 А и выше. Такое направление приводит к некоторому повышению повреждаемости электрооборудования, но стабилизирует работу технологической части станции.

Перечисленные тенденции, неоднозначны даже для условий эксплуатации тепловых станций. На АЭС, где определяющим является стабилизация технологической части станции, предпочтение, по мнению автора, нужно отдавать второй тенденции.

Отмечено, что в циркуляре Ц-01-88 не только отдается предпочтение первой тенденции, но за счет изменения режима работы сети предписывается установка земляных защит с действием на погашение секций с.н., что связано с излишними остановами блоков.

[3 обобщенном виде по режиму заземления нейтрали в сети 6 кВ можно сделать следующие выводы:

1. Изолированный режим работы нейтрали или режим работы с малыми токами замыкания на "землю" сетей 6 кВ повышает надежность работы электрооборудования и стабилизирует работу технологической части станции. Поэтому изменять этот режим на "частично-заземленный" с увеличенными токами замыкания на "землю" крайне нежелательно.

2. Решение циркуляра Ц-01-88 о переводе сигнала от замыканий на "землю" на отходящих фидерах на отключение, ускорение действия земляных защит, по мнению автора, не эффективно, не прошло практической проверки и в какой-то степени противоречит ПУЭ.

3. Ввод дополнительных устройств РЗА на отключение питающих элементов секций с.н, установка заземляющих трансформаторов и сопротивлений, термически неустойчивых к длительным режимам замыканий на "землю," может привести к снижению надежности работы технологической части станций.

4. Проблему перенапряжений в сетях с.н. целесообразно решать не изменением режима работы нейтрали за счет усиления и стабилизации дуги в месте повреждения, а путем применения современных средств защиты от перенапряжений с использованием нелинейных сопротивлений или заземлением нейтрали через высокоомное сопротивление с возможностью длительно работать с замыканием на "землю".

На ЛАЭС принят и реализован вариант защиты сети от перенапряжений путем заземления нейтрали через высокоомное (1 кОм) сопротивление величиной не менее критического.

Четвертая глава посвящена разработке мероприятий для снижения уровня травматизма и объема разрушений в распределительных устройствах (РУ) 6 н 0,4 кВ станций и подстанции. Предлагаемые ранее меры, в том числе предложенные циркуляром Минэнерго ЭЦ ЫЦ-08-88, трудоемки и носят локальный характер. В данной работе предложены мероприятия но снижению электротравматнзма в РУ различного конструктивного исполнения напряжением 6 н 0,4 кВ при производстве любых потенци-алыю-опасных работ.

Защита персонала от коротких замыканий основана на том, что большинство несчастных случаев с персоналом происходит в РУ при производстве потенциально-опасных работ: оперативные переключения, работа вблизи п на токоведущих частях. Предложено на время производства таких работ вводить ускорение защит, исключив ступени селективности на защите данной секции.

В работе выполнены расчеты возможных энерговыделений в месте возникновения к.з., вероятность неселективного погашения секции при сквозном к.з., чувствительность сигнализации от замыканий на землю при попадании человека под напряжение в сети 6 кВ в разных режимах работы нейтрали. Приведены результаты опытов дуговых к.з., выполненных на ЛАЭС.

В пятой главе выполнен анализ некоторых аварийных ситуаций, связанных с возможным нарушением силового контакта схемы первичной коммутации и имевших место в процессе эксплуатации ЛАЭС. По мнению автора, таким повреждениям при анализе работы электрооборудования не уделялось достаточного внимания как со стороны проектных, так и

эксплуатирующих организаций. Как показывает практика, эти ситуации могут иметь место и в своем развитии могут приводить к тяжелым авари ям, что требует принятия неотложных профилактических мер, особенно, на блочных тепловых и атомных электростанций. Особенностью рассматриваемых режимов является то, что штатные устройства РЗА, сигнализации и измерения обычного не выявляют отмеченные нарушения и на начальном этапе возможно бесконтрольное развитие аварийной ситуации, В диссертации предложен ряд мер по предупреждению таких режимов

В шестой главе рассмотрены некоторые вопросы эксплуатации электрооборудования напряжением до 1 кВ. Обращено внимание на необходимость знания самого информативного параметра любой точки электрической сети — внутреннего сопротивления. Этот параметр определяет токн к.з., чувствительность защитной аппаратуры, мощность, выделяемую при к.з., степень опасности при производстве работ. Недостаточное знание этого параметра является одной из причин невысокого уровня эксплуатации электрооборудования, включая повышенную пожароопасность и травматизм обслуживающего персонала. Электропромышленность до последнего времени не разрабатывала и не выпускала необходимые для эксплуатации оборудования низкого напряжения приборы и устройства (про-грузочные устройства, приборы для определения параметров сетей). Что касается выпускаемых приборов Щ 41160, ЭК-0200, М-417, то они далеко не в полной мере удовлетворяют необходимым требованиям (значительная погрешность, сложность эксплуатации, повышенная опасность при работе с прибором н т.д.). Эти приборы, кроме М-417, не нашли широкого применения в практике эксплуатации на электростанции.

Приводится анализ эксплуатации и работы этих приборов и предложены разработанные автором приборы типа ИПС-М, замеряющие параметры сети и работающие на новых принципах, защищенных патентами. Приборы прошли испытания на ЛАЭС, имеют техническую документацию и положительное заключение ПО "Союзатомтехэнерго". Разработана методика наладки и профилактики оборудования с применением этих приборов.

В связи с высокой чувствительностью, малым током потребления и широким диапазоном измеряемых величин приборы позволяют:

— проверять качество контактных соединений аппаратов, кабелей, электропроводки и воздушных линий под рабочим напряжением, выполняя замер со стороны потребителя в сторону источника;

— определять реальные токи разного вида к.з.;

— проверять состояние контуров заземления и зануления, включая величину напряжения прикосновения;

— проверять чувствительность защит в реальных условиях;

— контролировать состояние цепей напряжения устройств РЗА и учета;

— по активным сопротивлениям проверять правильность монтажа;

— определять длины кабелей и проводов.

В настоящее время эти приборы эксплуатируются на Л АЭС, в системе Ленэнерго и на ряде других объектах энергетики.

Заключение

Основные результаты работы сводятся к следующему:

1. Обобщен Н выполнен анализ опыта эксплуатации электрической части Ленинградской АЭС — головной атомной электростанции с реакторами РБМК-1000.

2.Предложены и обоснованы изменения в схемах первичной и вторичной коммутации, выполненные на ЛАЭС по предложению и с участием автора в процессе монтажа, наладки и эксплуатации:

— установка выключателей в цепи генераторного напряжения;

— установка токоограничивающих реакторов в нейтралях автотрансформаторов связи ОРУ-330/110 кВ;

— применение генераторов с бесщеточной системой возбуждения;

— перевод нагрузки сл. на пускорезервный трансформатор без перерыва питания;

— запрет АВР секций с.н. 6 и 0,4 кВ при работе защит вводов;

— ускоренное отключение механизмов при к.з. на секциях 6 кВ;

— перевод работы блока ограничения минимального возбуждения на резервный канал возбуждения турбогенератора ТВВ-500-2;

— использование приставки, реализующей оптимальный закон регулирования на "выбеге" без гашения поля возбуждения генератора;

— ввод в работу дистанционного управления блочными разъединителями с центрального щита;

— перевод питания быстродействующих дублирующих защит главной схемы станции на независимые источники оперативного тока;

— исключение из практики эксплуатации генераторов АЭС автоматической точной синхронизации н самосинхронизации с демонтажом этих цепей в схемах управления выключателей.

Все выше отмеченное повысило устойчивость работы электрической части станции и, в целом, работы ЛАЭС в системе.

3. Выполнены расчеты переходных процессов в схеме с.н. станции с пользованием метода математического моделирования, что позволило сократить объем нежелательных для оборудования станции испытаний.

4. Предложена, разработана и внедрена методика опробования рабочим напряжением вводимого в работу основного электрооборудования но схеме с максимальным сопротивлением, не приводящая к нарушению устойчивости станции при включении на короткое замыкание.

5. Предложена защита при включении на короткое замыкание, действующая по факту снижения напряжения в момент включения выключателя. Защита позволяет не только резервировать штатные защиты при включении на к.з., но и обеспечивать сохранение устойчивости работы потребителей при подключении недопустимо мощной нагрузки.

6. Реализована логика работы АПВ линий электропередачи ОРУ-750, 330, 110 кВ ЛАЭС с автоматическим опробованием поврежденной ЛЭП со стороны системы, что в значительной мере повышает устойчивость станции, т.к. в 2—3 раза снижается количество "толчков" на шинах ЛАЭС от к.з. в прилегающей сети, а выключатели и релейная защита главной схе5.

мы в этом случае не испытывает экстремальных условий работы в режиме неуспешного ЛИВ.

7. Разработаны мероприятия но снижению перенапряжений в сетях постоянного тока станций и подстанций с применением предложенной диодной защиты, позволяющие снизить долю ложных срабатываний устройств РЗА и повреждений цепей вторичной коммутации: контрольных кабелей, электронной аппаратуры. Предложенная защита внедрена на многих объектах энергетики, включая ЛАЭС и энергосистемы Ленэнерго, Новгородэнерго.

8. Выполнен анализ режимов работы нейтрали секций с.н. 6 кВ электростанций. Для защиты электрооборудования от перенапряжений обоснован и внедрен на ЛАЭС режим работы нейтрали с высокоомным активным сопротивлением.

9. Предложены и обоснованы мероприятия по снижению травматизма персонала, заключающиеся в ускорении защит секций 6 и 0,4 кВ на период производства потенциально-опасных работ на них. Мероприятия реализованы на ЛАЭС и в Ленэнерго.

10. Выполнен анализ режимов работы силового оборудования и устройств РЗА, измерения и сигнализации в условиях нарушения контактных соединений в главной схеме коммутации станции. В связи с тяжелыми последствиями таких режимов предложены меры по их предупреждению.

11. Предложены, разработаны и внедрены в практику приборы нового типа — приборы ИПСМ, позволяющие под рабочим напряжением измерять параметры сетей напряжением до 1 кВ: напряжение и внутреннее сопротивление сети, с помощью которых можно определять токи короткого замыкания, качество контактных соединений в цепи питания, чувствительность защитной аппаратуры, напряжение "прикосновения". Разработана методика наладки и профилактики электрооборудования с применением этих приборов, что повысило культуру эксплуатации электрооборудования напряжением до 1 кВ.

По материалам диссертации опубликованы следующие работы:

1. Перевод питания на пуско-резервный трансформатор при системных авариях и повреждениях в технологической части АЭС (А.П.Епе-рин, Г.В.Меркурьев, С.Ф.Мокеев, А.К.Черновец) "Электрические станции" 1978г. № 9 ( 1,05 печ.листа )

2. Самозапуск электродвигателей с/н блоков АЭС с реакторами РБМК-1000 (А.П.Епернн, С.Ф.Мокеев, А.К.Черновец и др.) "Электрические станции" 1979 г. № 2 (0,7 печ.листа).

3. Проблемы самозапуска электродвигателей ГЦН АЭС (А.П.Еперин, С.Ф.Мокеев, А.К.Черновец и др.) "Электрические станции" 1981 г. № 1 ( 0,9 печ.листа).

4. Оптимизация ремонтов оборудования ОРУ 330 и 750 кв (Ю.Б.Гук, В.С.Каратун, С.Ф.Мокеев и др.) "Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики" М. Союзтехэнерго, 1984 г. Вып. 27 (0,5 печ.листа).

5. Из опыта эксплуатации автоматики бесщеточной системы возбуждения т.г. ТВВ-500-2 (С.Ф.Мокеев и др) "Электрические станции" 1984 г. № 11 ( 0,22 печ.листа).

6. О запрете АВР секций с/н 6 и 0,4кв ЛАЭС (С. Ф.Мокеев) "Электрические станции" 1987 г. № 12 (0,15 печ.листа).

7. Опробование основного оборудования электростанции рабочим напряжением (С.Ф.Мокеев) "Электрические станции" 1988 г. № 2 (0,45 печ.л).

'8. Защита при включении на короткое замыкание (С. Ф. Мокеев, А. С. Мокеев) "Электрические станции" 1990 г. № 10 (0,45 печ.листа).

9. О некоторых проблемах эксплуатации электрооборудования (С. Ф.Мокеев, А. С.Мокеев) "Энергетик" 1991 г. № 7 (0,55 печ.листа).

10. "Защита при включении на короткое замыкание". Авт. св. № 1522347, заявка № 4300110 от 5.07.89 г. Автор С.Ф.Мокеев.

11. "Устройство для измерения омических сопротивлений электрических источников переменного тока". Патент № 1755213, заявка Т4810667 от 22.02.90г. Авторы С.Ф.Мокеев, С.Е.Смирнов.

12. "Способ определения токов короткого замыкания". Патент № 179077, заявка № 4809134 от 22.02.91 г. Авторы С. Ф. Мокеев, С. Е. Смирнов.

Тип. ЛЛЭС, зак. 430, Ш , тир. 100. 23.04.96 г