Стартовая >> Архив >> Генерация >> Особенности электрической части АЭС

Использование выбега турбогенераторов в режиме аварийного расхолаживания - Особенности электрической части АЭС

Оглавление
Особенности электрической части АЭС
Технологические схемы АЭС
Типы энергетических реакторов
Главные циркуляционные насосы
Электрооборудование систем дозиметрии, специальной вентиляции, транспортно-технологических, технологического контроля
Особенности режимов АЭС
Категории потребителей
Схемы присоединения ГЦН, обеспечение устойчивости работы при КЗ
Выбор места присоединения ответвления к рабочим трансформаторам с. н. блоков
Резервирование рабочих трансформаторов с. н. блоков
Питание общестанционной нагрузки и присоединение трансформаторов 6/0,4
Присоединение резервных трансформаторов 6/0,4 кВ
Сети и источники надежного питания
Сеть постоянного тока и особенности выбора аккумуляторных батарей АЭС
Питание потребителей СУЗ
Схемы собственных нужд АЭС с различными реакторами
Расчет надежности электроснабжения в режиме аварийного обесточивания
Определение вероятности бесперебойного электроснабжения потребителей СН
Учет надежности оборудования при выборе схемы питания СН
Использование выбега турбогенераторов в режиме аварийного расхолаживания
Выбег ТГ с возбуждением высокочастотного возбудителя от постороннего источника
Построение кривой совместного выбега трубогенератора с механизмами СН
Пуск и самозапуск электродвигателей собственных нужд от автономных источников
О целесообразности объединенных блоков на АЭС
Примеры выполнения главных схем электрических соединений
Влияние режимов работы АЭС на условия работы оборудования и на надежность
Влияние структуры себестоимости электроэнергии на режим работы АЭС
Изменения конфигурации графиков нагрузки, структуры генерирующих мощностей
Приведение расхода топлива на АЭС к расходу на ТЭС
Возможные функции АЭС с различными реакторами в энергосистеме
Особенности конструкции электрооборудования в грязной зоне
Организация ремонта электрооборудования «грязной» зоны
Приложение
Литература


ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕСПЕРЕБОЙНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ МЕХАНИЗМОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД АЭС В АВАРИЙНЫХ РЕЖИМАХ
1. Использование выбега турбогенераторов в режиме аварийного расхолаживания
Понятие о тепловом и электрическом выбеге. Как было отмечено в главах 1 и 2, необходимость отвода остаточных тепловыделений из активной зоны в режиме аварийного обесточивания требует электроснабжения главных циркуляционных насосов с малыми маховыми массами до перехода ядерной энергетической установки на режим естественной циркуляции как потребителей I группы. В различных реакторных установках это время оценивается от нескольких десятков секунд до нескольких минут, и для современных реакторных блоков, мощность главных циркуляционных насосов которых составляет до нескольких десятков МВт, осуществить электроснабжение от автономных источников, даже при пониженной производительности насосов, не представляется возможным. В таком случае можно рассчитывать только на энергию выбега турбогенераторов станции. Следует различать тепловой и механический выбег турбогенератора. Под тепловым выбегом следует понимать продолжение выработки электрической энергии турбогенератором после остановки реактора за счет остаточных тепловыделений в активной зоне в размерах, достаточных для питания механизмов собственных нужд, обеспечивающих расхолаживание ядерной энергетической установки, в том числе и главных циркуляционных насосов. Рассчитывать на использование теплового выбега в режиме аварийного расхолаживания можно лишь при нескольких турбогенераторах на блок и при условии, что при срабатывании аварийной защиты реактора все или часть турбогенераторов останутся в работе, т. е. не произойдет срабатывания стопорных клапанов турбин.
Рис. 4-1. Характер изменения числа оборотов выбегающей системы при внезапном отключении генератора от системы

1 — без срабатывания главного стопорного клапана с переходом на тепловой выбег и далее — на механический; 2 — со срабатыванием главного стопорного клапана и переходом на механический выбег

С учетом сказанного тепловой выбег в большинстве случаев не может служить достаточно надежным источником электроснабжения потребителей I группы, и более рационально использовать при обесточивании механический выбег турбогенераторов. Под механическим выбегом следует понимать продолжение выработки турбогенератором электрической энергии с постепенно понижающейся частотой и напряжением после закрытия главного стопорного клапана турбины и прекращения работы расширения отсеченного объема пара (рис. 4-1) за счет кинетической энергии вращающихся масс турбоустановки. Посмотрим, достаточно ли этой энергии для электроснабжения циркуляционных механизмов собственных нужд до перехода на режим естественной циркуляции. Запас кинетической энергии W определяется мощностью турбоустановки Р и механической постоянной времени вращающейся системы Та: W = 0,5 РпТа. Если выразить Рп в МВт и Та в сек, W= 0,14 РнТа, кВт-ч,
(4-1)
где ∑GD2 — суммарный маховой момент инерции турбоустановки (турбины, генератора и вспомогательного синхронного генератора, если таковой имеется), τ·μ2; пп — номинальная (синхронная) скорость вращения, об/мин. В виде примера в табл. 4-1 приведены соответствующие параметры некоторых турбогенераторов АЭС.
Таблица 4-1
Основные параметры турбогенераторов АЭС в режиме выбега


Тип турбогенератора

Рп МВт

Σ GD2
т · м2

τα сек

W кВт-ч

К-500-65 + ТВВ-500-2

500

235

11,6

805

К-220-44 + ТГВ-200 + ТБ-6

220

13,5

12,8

390

К-200-130 4- ТВВ-200

200

56,4

7,0

195

ВК-100 + ТВФ-100

100

40

9,9

137

Известно, что при сохранении неизменного номинального момента сопротивления выбег турбогенератора будет иметь длительность, примерно равную трем механическим постоянным времени. Если предположить, что в начале выбега мощность механизмов с. н. составляет 5% номинальной мощности турбогенератора, то даже при постоянстве момента сопротивления кинетической энергии вращающихся масс турбогенератора оказывается достаточно для питания этой нагрузки в течение  60Та, т. е. около 10 мин (табл. 4-1). Отметим, что до перехода на режим естественной циркуляции обычно не требуется времени выбега циркуляционных механизмов, превышающего 3 мин, и кинетической энергии вращающихся масс турбогенераторов вполне достаточно для прохождения аварийного расхолаживания.
Однако при рассмотрении совместного выбега синхронного генератора и электродвигателей с. н. следует учитывать, что устойчивая передача энергии от генератора к электродвигателям возможна лишь до тех пор, пока развиваемый двигателем электромагнитный момент превышает момент сопротивления на его валу, что достигается определенным законом изменения напряжения генератора при выбеге.
Существенное влияние на продолжительность совместного выбега и устойчивость двигательной нагрузки оказывают: система возбуждения генератора и тип автоматического регулятора возбуждения, зависимость момента сопротивления механизмов с. н. и турбогенератора от скорости вращения. Располагая этими данными, можно построить кривую изменения числа оборотов совместно выбегающей системы от времени, на ее основании найти производительность циркуляционных механизмов в любой момент с начала аварийного расхолаживания и сравнить полученную величину расхода теплоносителя с той, которая требуется по расчету технологической схемы АЭС в этом режиме.
Использование механического выбега гораздо проще и надежнее, чем теплового, поскольку не требует работы большей части систем, обслуживающих турбогенератор; использование механического выбега не зависит от того, сработал или нет главный стопорный клапан, а благодаря вспомогательному синхронному генератору можно рассчитывать на надежное электроснабжение циркуляционных механизмов в режиме аварийного расхолаживания даже в моноблочных схемах (рис. 2-3).
Использование механического выбега не исключает (при благоприятном стечении обстоятельств) выбега теплового, что характеризуется кривой 1 на рис. 4-1. Действительно, при аварийном отключении генератора от системы происходит сброс нагрузки от номинальной до нагрузки потребителей с. н. (например, 5% номинальной). Поскольку время закрытия регулирующих клапанов турбины составляет 0,4 сек, то под действием избыточного момента скорость вращения увеличивается в соответствии с механической постоянной времени (Та=10 сек).  После закрытия регулирующего клапана увеличение числа оборотов продолжается за счет расширения пара, отсеченного в рабочем объеме турбогенератора (t2=1 сек), а затем начинается механический выбег (U или tb) с постоянной времени
(4-2)
(4-2)
(в нашем случае Τ'α=20Γα).
Далее выбег может происходить двояко.

  1. Если число оборотов турбогенератора превысит уставку автомата безопасности, то закроется стопорный клапан турбины и механический выбег, продолжающийся в течение времени t5 (кривая 2 на рис. 4-1), начнется со скорости вращения, составляющей (1,1 —1,15)пн.
  2. Если число оборотов турбогенератора не превысит уставку автомата безопасности, то стопорный клапан не закроется и, пока обороты превосходят номинальные, в течение времени t3 (кривая 1 на рис. 4-1) происходит механический выбег с последующим открытием регулирующего клапана и переходом на тепловой выбег, после которого вновь следует механический выбег t5.

Как уже упоминалось, рассчитывать на использование теплового выбега во всех случаях не представляется возможным, и расчетной является кривая 2 на рис. 4-1, из которой следует, что механический выбег при аварийном расхолаживании обычно начинается с повышенного по отношению к синхронной скорости числа оборотов, что эквивалентно увеличению общей продолжительности выбега примерно на 20 сек. Учитывая, что такое явление имеет место не всегда, при дальнейших расчетах будем считать, что механический выбег начинается с номинальной скорости вращения.

Изменение напряжения синхронных генераторов с различными системами возбуждения при выбеге.

Сохранение устойчивости двигательной нагрузки целиком определяется характером изменения напряжения генератора в процессе выбега. Турбогенераторы современных АЭС мощностью 200 МВт и выше оборудованы высокочастотной или ионной системой возбуждения, а турбогенераторы меньшей мощности, включая и вспомогательные синхронные генераторы, обычно имеют электромашинную систему возбуждения. Кроме того, следует учитывать возможность работы турбогенератора на резервном возбудителе. Каждая из этих систем имеет свои особенности и по-разному ведет себя при изменении частоты, в особенности из-за различия систем автоматического регулирования возбуждения (одно- или двухсистемный корректор, регулятор сильного действия и т. д,). Поэтому необходимо рассмотреть каждую систему возбуждения в отдельности.
Особенности условий, при которых происходит выбег, позволяют сделать при расчете напряжения выбегающей системы следующие общие для всех систем возбуждения и регуляторов допущения.

  1. Поскольку нагрузка при выбеге, как правило, мала по сравнению с номинальной мощностью генератора, допустимо пренебречь реакцией статора, падением напряжения генератора и трансформаторов с. н. и принимать за напряжение генератора его э. д. с. за синхронной реактивностью, а напряжение на электродвигателях считать равным напряжению генератора. По этой же причине допустимо не учитывать влияние компаундирования на напряжение генератора.
  2. За характеристику холостого хода генератора принимается прямая линия, проходящая через точки нулевого и номинального напряжения генератора.

Рис. 4-2. Принципиальная схема высокочастотной системы возбуждения
схема высокочастотной системы возбуждения
1 — синхронный генератор; 2 — обмотка возбуждения генератора; 3 — высокочастотный возбудитель; 4, 5  — последовательная и независимые обмотки возбуждения высокочастотного возбудителя; 6 — высокочастотный возбудитель; 7 — выпрямители; 8, 9 — магнитные усилители устройства бесконтактной форсировки и автоматического регулятора возбуждения; 10 — измерительный орган; 11 — трансформатор напряжения

На рис. 4-2 приведена принципиальная схема высокочастотной системы возбуждения. Высокочастотный возбудитель представляет собой сильно компаундированную индукторную машину, возбуждение которой определяется, в основном, сериесной обмоткой самовозбуждения, а устойчивость работы и регулирование обеспечивается устройствами автоматического регулирования возбуждения (АРВ) и бесконтактной форсировки (УБФ), включенными на одинаковые независимые обмотки возбуждения высокочастотного возбудителя и представляющими собой двухсистемный корректор. В штатной системе возбуждения устройство УБФ получает питание от статорной обмотки высокочастотного возбудителя, а устройство АРВ — от специального высокочастотного подвозбудителя, у которого частота и напряжение прямо пропорциональны скорости вращения турбогенератора. При такой схеме включения УБФ при малых нагрузках (при выбеге) выход УБФ становится очень малым из-за снижения напряжения высокочастотного возбудителя, и влияние УБФ на напряжение синхронного генератора при выбеге можно не учитывать. Таким образом, изменение напряжения высокочастотного возбудителя, а значит и синхронного генератора будет определяться только устройством АРВ, а из-за особенностей схемы его питания напряжение генератора с уменьшением числа оборотов будет снижаться очень резко, вызывая быстрое затормаживание асинхронной нагрузки и обеспечивая совместный выбег электродвигателей с. н. (с мощностью 5% номинальной) лишь на время около 1,5 мин, что недостаточно для аварийного расхолаживания.
Для использования энергии выбега турбогенераторов с высокочастотной системой возбуждения требуются некоторые переключения в цепях возбуждения, которые зависят от требуемого закона изменения напряжения генератора с изменением скорости его вращения.

Выбег турбогенератора с переключением питания устройства УБФ с высокочастотного возбудителя (рис. 4-2) на независимый источник высокой частоты.

 В качестве такого независимого источника можно принять высокочастотный подвозбудитель с электроприводом, питаемым от сети надежного питания I группы. Включение этого двигатель-генератора и переключение на него устройства УБФ должно производиться по импульсу аварийного расхолаживания. Поскольку автоматический регулятор возбуждения остается в работе, он стремится поддержать неизменным возбуждение выбегающего генератора, и его напряжение изменяется практически пропорционально скорости вращения

(4-3)
что подтверждается экспериментами на электродинамической модели и натурными испытаниями. Мощность двигатель — генератора для питания УБФ сравнительно невелика и для генератора 200 МВт составляет 3,5 кВт.



 
« Основы радиационной безопасности атомных электростанций   Оценка безопасности объектов электроэнергетики »
электрические сети