Стартовая >> Архив >> Генерация >> Автоматическое управление и защита теплоэнергетических установок АЭС

Обеспечение безопасности и надежности АЭС - Автоматическое управление и защита теплоэнергетических установок АЭС

Оглавление
Автоматическое управление и защита теплоэнергетических установок АЭС
Автоматизированные системы управления АЭС
Функции и подсистемы АСУ ТП
Режимы работы блоков АЭС
Режимы работы блоков при выдаче электроэнергии в сеть
Управляемые и управляющие величины энергоблока
Характеристики автоматизированных систем управления
Методы исследования динамики ядерных энергетических установок
Системы управления и защиты энергетических реакторов
Надежность СУЗ
Контроль нейтронного потока в реакторе
Управление мощностью ядерного энергетического реактора
Электромеханические приводы исполнительных органов реактора
Автоматические системы регулирования мощности реактора
Дублирование и резервирование систем управления мощностью
Электронные устройства управления мощностью
Устройства управления реактором
Требования к аварийной защите реактора
Надежность систем аварийной защиты реактора
Организация защит в различных режимах
Аппаратура системы защиты реактора
Устройства, обеспечивающие разгрузку реактора при отказах
Автоматическое регулирование агрегатов АЭС
Регулирование уровня в корпусах реакторов, барабанах-сепараторах и парогенераторах барабанного типа
Регулирование прямоточных парогенераторов
Регулирование частоты вращения турбогенераторов
Регулирование давления пара с помощью редукционных установок
Регулирование параметров установок питательного тракта
Регулирование параметров компенсаторов объема реакторов ВВЭР
Автоматическое регулирование энергоблоков
Регулирование энергоблоков с водо-водяными реакторами ВВЭР
Регулирование энергоблоков с корпусными реакторами, охлаждаемыми кипящей водой
Регулирование энергоблоков с реакторами канального типа, охлаждаемыми кипящей водой
Регулирование энергоблоков с реакторами на быстрых нейтронах
Регулирование энергоблоков с газографитовыми реакторами
Обеспечение безопасности и надежности АЭС
Общие требования к технологическим защитам
Технологические защиты теплоэнергетического оборудования энергоблока
Системы локализации аварий
Характеристика схем управления технологическим оборудованием АЭС
Командные аппараты вторичной коммутации
Электрические схемы управления двигателями механизмов собственных нужд
Электрические схемы управления запорными органами
Функционально-групповое управление
Управляющие вычислительные машины в АСУ ТП АЭС
Функции управляющих вычислительных комплексов в АСУ ТП
Представление информации в УВК
Технические средства управляющих вычислительных комплексов
Общее программное обеспечение УВМ
Технологическое программное обеспечение
Структура вычислительных комплексов
Электрооборудование систем контроля и управления ЯЭУ
Организация электрического питания
Электроснабжение СУЗ
Устройства и агрегаты электроснабжения собственных нужд
Контроль систем питания и автоматический ввод резерва
Эксплуатация систем контроля и управления ЯЭУ
Эксплуатация СУЗ
Эксплуатация АСР теплотехнических параметров, систем контроля и управления
Ремонт устройств систем контроля и управления ЯЭУ
Техника безопасности при проведении ремонтных работ

ГЛАВА ДЕСЯТАЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ И АВТОМАТИЧЕСКИЕ ЗАЩИТЫ ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ АЭС

  1. ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ И НАДЕЖНОСТИ АЭС

Под безопасностью АЭС понимаются меры, обеспечивающие защиту персонала АЭС и окружающего населения от вредного, главным образом радиационного, воздействия как в нормальных так и в аварийных режимах. Надежность АЭС характеризует способность выполнения ею основной задачи — снабжения потребителей электроэнергией. При проектировании АЭС рассматриваемся возможность возникновения различных аварий, от относительно «малых», таких как отказ небольшого двигателя собственных нужд или разрыв трубопровода малого диаметра, до наиболее крупных, таких как разрыв главных циркуляционных трубопроводов. Для каждой из этих аварий предусматривается система мер, направленных на ее предупреждение и, в случае если она все-таки произойдет, на ее локализацию, т е. на предотвращение вредных последствий аварии для оборудования блока, персонала АЭС и окружающей среды.  
Выбор перечня рассматриваемых аварий до некоторой степени субъективен. Некоторые из аварий невозможно предусмотреть, особенно на стадии проектирования головных блоков серии, из-за отсутствия опыта эксплуатации таких систем. Кроме того, нормами проектирования устанавливается так называемая максимальная проектная авария (МПА), т. е самая тяжелая авария, последствия которой могут быть достаточно надежно локализованы без опасности для окружающей среды и населения.
Естественно, что при возникновении нарушения, превышающего по своим масштабам МПА, защитные устройства могут оказаться недостаточно эффективными и последствия аварии выйдут за пределы, предусмотренные проектом. Однако такие аварии крайне маловероятны, кроме того, их опасные последствия могут быть в значительной степени уменьшены правильным выбором места расположения АЭС. Из сказанного следует, что выбор МПА зависит и от места расположения АЭС; при необходимости ее размещения в густонаселенных районах требования к МПА ужесточаются. В настоящее время, например, для водоохлаждаемых реакторов в качестве МПА принимается разрыв трубопровода первого контура с максимальным диаметром.
Для каждой группы возможных аварий рассматривается свой «безопасный предел» работы установки. В зависимости от тяжести (первичного нарушения) рассматриваемой аварии «безопасный предел» могут составить полная нейтрализация нарушения и сохранение установки в работе на прежней мощности (например, путем включения резерва); нейтрализация нарушения и сохранение установки в работе на сниженной мощности (например, при отключении ГЦН); предотвращение развития нарушения и перерастания его в более опасное нарушение, что может сопровождаться остановкой блока; предотвращение опасного воздействия на эксплуатационный персонал; предотвращение опасного воздействия на окружающую среду и население.
Такое изменение понятия безопасного предела в зависимости от тяжести аварии вызвано тем, что при увеличении масштаба первичного нарушения техническая сложность и стоимость защитных мер возрастают и неизбежна тенденция перехода от мер, сохраняющих установку в работе, к мерам, направленным на защиту населения.
На случай любой из возможных аварий предусматриваются защитные и локализующие устройства, призванные удержать процесс в соответствующих безопасных пределах. При этом авария должна быть локализована и в том случае, если откажут какие-либо аварийные защитные системы.
Следует отметить, что принцип потенциального совпадения нескольких возможных аварий коренным образом отличает проектирование АЭС от ТЭС, где обычно не рассматривается совпадение аварий. Это объясняется тем, что аварийные ситуации, которые могут наблюдаться на ТЭС, в основном связаны с недоотпуском электроэнергии и в крайнем случае — с повреждением отдельного оборудования и не несут опасности окружающей среде и населению.
В настоящее время при проектировании АЭС принимается, что должна быть обеспечена безопасность при любом единичном нарушении любого из устройств нормальной эксплуатации, которое может совпасть с длительно не обнаруженным нарушением другого устройства нормальной эксплуатации (например, резервного насоса или устройства его автоматического включения). При этом одновременно с выходом из строя устройств нормальной эксплуатации должен рассматриваться выход из строя одного из независимых активных защитных устройств и одного из независимых активных локализующих устройств. Под выходом из строя понимается любое нарушение элементов, входящих в устройства нормальной эксплуатации, защитные и локализующие устройства, в том числе нарушение плотности арматуры, незапуск насосов или источников электроэнергии, разрыв трубопроводов и т. д. вплоть до МПА.
На способы повышения надежности и безопасности АЭС обращается постоянное внимание на стадии научной проработки, проектирования, изготовления оборудования, монтажа и эксплуатации АЭС. Вкратце эти меры сводятся к следующему:

  1. выбору оптимальной схемы реактора, конструкций основных агрегатов, оптимальных схем контроля и управления режимами;
  2. высокому качеству изготовления основного технологического оборудования и систем управления им с постоянным контролем в процессе изготовления; применению при производстве высококачественных изделий и материалов;
  3. контролю состояния оборудования на всех этапах его эксплуатации и восстановлению дефектного оборудования;
  4. дублированию механизмов собственных нужд, запорных и регулирующих органов с ручным и автоматическим вводом резерва при их отказе;
  5. культуре эксплуатации и ремонтов оборудования, составлению четких должностных инструкций, графиков и регламентов работ; высокой квалификации обслуживающего персонала, проверке его знаний и переподготовке;
  6. автоматическому или дистанционному снижению мощности (разгрузке) оборудования (реактора, турбогенератора) при возникновении нарушений в работе блока,
  7. автоматическому или дистанционному отключению (защите) оборудования;
  8. применению конструкций и устройств, локализующих последствия аварий.

Меры, направленные к повышению надежности и безопасности установки, не всегда совпадают, а иногда и вступают в противоречие друг с другом. Очевидно, что меры групп 1—5 служат для повышения как надежности, так и безопасности установки В то же время автоматическая разгрузка служит целям повышения только надежности. Например, при отключении одного или нескольких ГЦН или одного из двух турбогенераторов безопаснее быстро остановить реактор, а не переводить его на сниженный уровень мощности. Однако такой путь (часто применявшийся на первых ЯЭУ) привел бы к частым отключениям АЭС и снижению надежности, поэтому идут на более сложные решения, которые требуют дополнительных мер по обеспечению безопасности в таких режимах.
С другой стороны, срабатывание аварийных защит реактора приводит к прекращению выработки электроэнергии, т. е. снижает надежность блока, однако оно в ряде случаев абсолютно необходимо с точки зрения безопасности Локализация аварий в основном влияет только на повышение безопасности, так как ее действие начинается тогда, когда нарушение уже произошло. При авариях отдельного оборудования локализация способствует также и повышению надежности, так как препятствует распространению аварии на другое оборудование, что помогает сохранить блок в работе.
По принципу действия устройства аварийных защит и локализации аварий можно разбить на две группы: пассивные и активные. Пассивные устройства не требуют постороннего источника энергии, поэтому всегда готовы к выполнению своих функций и являются более надежными. Активные устройства требуют для функционирования посторонний источник энергии, что снижает их надежность. Примером пассивных защитных устройств могут служить предохранительные клапаны прямого действия или разрывные мембраны, сбрасывающие среду при повышении давления, примером активных защитных устройств служат предохранительные клапаны, срабатывающие по сигналам от электроконтактных манометров. Существуют устройства, которые могут работать как в активном, так и в пассивном режиме (импульсные предохранительные клапаны). На рис. 10.1 изображены схемы двух защитных устройств.
Предохранительные устройства
Рис 10 1 Предохранительные устройства:
а — разрывная мембрана, б — импульсный предохранительный клапан

Разрывная мембрана (рис. 10 1 ,а) представляет собой простейший пример пассивного устройства, служащего для предотвращения разрушения сосуда 1 при повышении в нем давления. Для этого в корпусе сосуда делается проем, закрываемый мембраной 2. При повышении давления Р в сосуде мембрана разрывается, выпуская среду в атмосферу или в пароприемное устройство. Мембраны выполняются из листовой стали с постоянными механическими и геометрическими характеристиками, поэтому отклонения значения действительного давления разрыва от номинального невелики. Такие разрывные мембраны применяются, в частности, для защиты конденсаторов турбин. На аналогичном принципе работают так называемые вышибные проемы в боксах парогенераторов блоков с жидкометаллическим теплоносителем. В случае, если произойдет аварийная протечка воды в натрий, начнется химическая реакция, сопровождаемая появлением больших количеств пара и газа в боксе, что вызовет повышение давления. Если другие защитные устройства не сработают, давление может достигнуть значений, опасных для целостности здания, и чтобы этого не произошло, в стене бокса устраивается специальный ослабленный проем, разрушающийся при определенном значении давления и выпускающий продукты реакции в атмосферу. Радиационной опасности эти газы не представляют, так как натрий второго контура не является активным
Схема импульсного предохранительного клапана показана на рис 10.1,б. Нормально главный клапан 3 закрыт, так как его шток 4 находится под давлением пара Р. Одновременно закрыт и вспомогательный клапан 5, так как сила тяжести груза 6 превосходит силу давления пара, действующего на тарелку 7. При повышении давления выше заданного предела клапан 5 открывается, давление в камере 8 сравнивается с давлением в трубопроводе и основной клапан 3 открывается. При снижении давления груз 6 вернет тарелку 7 в исходное положение, давление в камере 8 упадет и клапан 3 также закроется. Открытие и закрытие клапана 5, а следовательно, и клапана 3 может производиться принудительно с помощью электромагнитов открытия 9 и закрытия 10, работающих от электроконтактного манометра (активный режим).
Устройства локализации аварий также подразделяются на активные и пассивные. Примером пассивных устройств могут служить различного рода защитные оболочки, препятствующие выходу радиоактивных продуктов за пределы станции, примером активных — устройства, открывающие арматуру впрыска воды в оболочку реакторного зала при повышении в ней давления из-за разрывов трубопроводов первого контура.
Как уже отмечалось, пассивные устройства проще по принципу действия и, как правило, надежнее. У них практически исключены лажные срабатывания и крайне редки отказы. Однако они имеют меньшую точность срабатывания, и требуют закладывать большие запасы в технологическое оборудование. Разберем это на примере работы мембраны рис. 10.1,а. Очевидно, что давление срабатывания мембраны Рм должно удовлетворять условию
(10.1)
где Рн — номинальное давление в сосуде; Рк — допустимое давление для корпуса.
Так как из-за неточностей изготовления мембрана может сработать в некотором интервале давлений РМ±ДР, уравнение (10 1) запишем в виде

или
(10.3)
Из (10 3) видно, что из-за погрешности РМ необходимо либо
при заданном Рк снижать РНом (это, как правило, уменьшает экономичность установки), либо при заданном Рном увеличивать Рк (это удорожает корпус). При применении активных устройств разброс их уставок срабатывания можно сделать гораздо меньше, чем при применении пассивных.
В современных схемах применяются как активные, так и пассивные устройства, при этом имеется тенденция увеличивать относительное число пассивных средств, применяемых для локализации более тяжелых аварий.



 
« Автоматическое регулирование температуры пара промперегрева котлоагрегата ТГМП-344А   Анализ причин повреждений экранных труб котлов ТП-87 »
электрические сети