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

Особенности режимов АЭС - 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

4. Особенности режимов АЭС, обуславливающие различия в электрической части АЭС и ТЭС на органическом топливе
Характерной особенностью АЭС, оказывающей первостепенное влияние на принципы построения схем электроснабжения потребителей собственных нужд, на выбор источников питания и кратности резервирования, является наличие остаточных тепловыделений в активной зоне после «остановки» цепной реакции деления. Даже в предположении мгновенного срабатывания аварийной защиты реактора тепловыделение продолжается в результате наличия запаздывающих нейтронов и за счет α-, β- и γ-излучений осколков деления, накопившихся в процессе работы реактора. Известно, что за счет эффекта запаздывающих нейтронов после первоначального резкого уменьшения мощности, зависящего от введенной отрицательной реактивности при срабатывании аварийной защиты, дальнейшее ее уменьшение не может происходить быстрее, чем с периодом, определяемым временем жизни наиболее долгоживущих ядер излучателей запаздывающих нейтронов (80 сек). С учетом конечной скорости введения отрицательной реактивности энерговыделение от затухающей цепной реакции деления будет еще значительнее. Одновременно на указанный затухающий процесс накладывается еще медленнее затухающий процесс тепловыделения в горючем за счет α-, β- и у-излучения осколков деления. Это в совокупности позволяет построить кривую изменения остаточных тепловыделений в реакторе в зависимости от времени после срабатывания защиты и режима работы, предшествовавшего остановке (рис. 1-6). Такие кривые получаются в результате физического расчета реактора, зависят от его типа и конструкции и должны иметься при проектировании электрической части станции, поскольку даже при полном исчезновении напряжения основных источников питания в сети собственных нужд остаточные тепловыделения должны быть отведены от активной зоны за счет обеспечения резервным питанием с повышенной надежностью части механизмов собственных нужд.

Рис. 1-6. Изменение остаточных тепловыделений в реакторах разных типов после срабатывания аварийной защиты при предшествующем длительном режиме работы с номинальной мощностью

1— канальный водографитовый реактор; 2         — водоводяной реактор; 3 — тяжеловодногазовый реактор; 4 — реактор на быстрых нейтронах

В соответствии со сказанным условимся называть аварийным расхолаживанием процесс отвода остаточных тепловыделений из аварийно остановленного реактора при полном исчезновении напряжения на шинах механизмов собственных нужд от основных источников питания, т. е. от блочных трансформаторов собственных нужд и от резервных, подключенных к соответствующей сети энергосистемы.
Режим аварийного расхолаживания не обязательно является следствием аварии в электрической или технологической части данной АЭС; он может возникнуть, например, в результате тяжелой системной аварии, сопровождающейся разделением энергосистемы на несинхронно работающие части, отключением агрегатов на электростанциях, в том числе и на рассматриваемой АЭС. Если при таком отключении не удастся сохранить хотя бы один реакторный блок в работе на нагрузку собственных нужд, т. е. закроются стопорные клапаны всех турбогенераторов, а попытка подать питание от пускорезервных трансформаторов собственных нужд не увенчается успехом, то в этом случае может возникнуть режим аварийного расхолаживания с полной потерей питания механизмов собственных нужд. Всякий режим, возникающий при остановке реакторного блока, пусть даже сопровождающийся тяжелой его аварией (течь в первом контуре, авария в реакторе, парогенераторе, турбоустановке, электроустройствах и др.), но с сохранением питания на шинах механизмов собственных нужд, будем называть режимом нормального расхолаживания, так как с точки зрения питания потребителей собственных нужд он практически не отличается от имеющего место при нормальной работе и остановке станции. Наличие на АЭС такого режима, как аварийное расхолаживание, специфика электрооборудования и механизмов собственных нужд, обслуживающих реакторную установку, и обусловливают основные отличия в ее электрической части.
Практика показывает, что полное обесточивание всех главных циркуляционных насосов реакторных контуров, а также питательных насосов и других потребителей — случай исключительно редкий, но в связи с тяжелыми последствиями такой аварии во всех реакторных установках предусматривают меры, обеспечивающие требуемый надежный расход теплоносителя.
Рассмотрим особенности протекания режимов аварийного расхолаживания на АЭС с различными типами реакторов (рис. 1-14-1-4) и роль электрической части в обеспечении надежного отвода тепла из реактора в этом наиболее опасном режиме.
Основные требования к системе аварийного расхолаживания состоят в том, что она должна:

  1. обеспечить в течение всего времени аварийного расхолаживания достаточный расход теплоносителя, чтобы не допустить перегрева оболочек ТВЭ и кипения жидких некипящих теплоносителей (воды, жидких металлов);
  2. переход к аварийному расхолаживанию после срабатывания аварийной защиты осуществить без недопустимых термических напряжений в элементах конструкции, для чего относительное изменение расхода теплоносителя должно быть пропорционально остаточным тепловыделениям (рис. 1-6);
  3. быть надежной, быстро включаться в работу, не иметь сложных переключений.

Прохождение режима аварийного расхолаживания и вероятность его возникновения существенно зависят от следующих основных параметров ядерной энергетической установки:

  1. устойчивости реактора при коротких замыканиях в электрической системе; 2) наличия турбопривода главных циркуляционных насосов; 3) инерции маховых масс главных циркуляционных насосов с, электроприводом; 4) уровня мощности, при котором возможен переход на естественную циркуляцию; 5) наличия запаса воды в парогенераторах или деаэраторах; 6) возможности использования выбега турбогенераторов для питания механизмов собственных нужд; 7) наличия мощных автономных источников питания с малым временем пуска (дизель-генераторов или газотурбинных установок).

Наиболее сложно организовать прохождение режима аварийного расхолаживания при использовании ГЦН с малыми маховыми массами. Например, если такие насосы установлены в схеме АЭС с водо-водяным некипящим реактором (рис. 1-1), то при аварийном обесточивании для предотвращения закипания теплоносителя и возникновения кризиса теплосъема главные циркуляционные насосы должны в течение некоторого времени, до перехода на естественную циркуляцию, получать питание от выбегающих генераторов АЭС.

При этом другие механизмы собственных нужд, не участвующие в расхолаживании, должны быть отключены. Поскольку режим аварийного расхолаживания может возникнуть в результате повреждения генератора АЭС, то рассчитывать на использование энергии его выбега можно лишь при наличии нескольких турбогенераторов на реактор или при использовании специальных вспомогательных генераторов. Поэтому целесообразно переходить на моноблочные схемы после освоения ГЦН с большими маховыми массами. В случае применения парогенераторов барабанного типа с большим запасом воды аварийный питательный насос допускает большой перерыв питания — до 30 мин, однако если используется прямоточный парогенератор, то процесс аварийного расхолаживания существенно усложняется. В частности, если в тепловой схеме станции предусмотрено быстрое снижение давления в парогенераторе до величины давления в деаэраторе, то питательная вода при выполнении надлежащих условий сможет поступить из деаэратора в парогенератор самотеком. Если же это не предусмотрено или недопустимо, то питательный насос должен, как и ГЦН с малыми маховыми массами, использовать энергию выбега турбогенератора, а затем от автономных источников должен запускаться аварийный питательный насос. Отметим, что в случае применения прямоточных парогенераторов организовать теплосъем во вторичном контуре парогенератора сложнее, чем в контуре реактора, поскольку в последнем после перехода на естественную циркуляцию необходимость источника питания отпадает, а в контуре парогенератора она все время сохраняется. Поэтому у водо-водяных реакторов с естественной циркуляцией в первом контуре в случае применения прямоточных парогенераторов не решается проблема прохождения аварийного расхолаживания, ибо их питательные насосы в этом случае предъявляют такие же требования к надежности электроснабжения и времени его перерыва, как и главные циркуляционные насосы в схемах с принудительной циркуляцией.
При неблагоприятных свойствах реакторной установки вероятность возникновения режима аварийного расхолаживания может существенно возрасти. В частности, если реактор очень чувствителен даже к кратковременному снижению расхода теплоносителя, то в случае применения ГЦН с малыми маховыми массами он может аварийно отключиться под действием аварийной защиты даже при коротких замыканиях в системе. Отключение мощного реакторного блока в сочетании с коротким замыканием в системе может вызвать системную аварию с обесточиванием механизмов собственных нужд АЭС и возникновением режима аварийного расхолаживания.
Поэтому проблему безопасности ядерной энергетической установки нельзя решить простым ужесточением требований к надежности системы электроснабжения, для этого требуется и совершенствование механизмов собственных нужд (ГЦН с большими маховыми массами), и улучшение параметров реакторов (увеличение их естественной устойчивости при снижениях расхода теплоносителя, увеличения мощности, при которой допустим переход на естественную циркуляцию).
Это тем более актуально при росте мощностей реакторных установок, когда осуществить безопасное прохождение режима аварийного расхолаживания традиционными методами (аварийные циркуляционные насосы на пониженной скорости и аварийные питательные насосы с питанием энергией аккумуляторных батарей) не представляется возможным из-за несоизмеримого роста в этом случае мощности и габаритов аккумуляторных батарей и преобразовательных агрегатов.
Наиболее просто режим аварийного расхолаживания проходит на АЭС с турбоприводом основных циркуляционных механизмов, поскольку в этом случае имеется достаточное время на запуск автономных источников.
Наличие главных циркуляционных насосов с большими маховыми массами позволяет во всех схемах АЭС переходить на режим естественной циркуляции в реакторном и промежуточном (рис. 1-4) контуре в режиме аварийного расхолаживания без обязательного использования выбега турбогенераторов. Однако даже в этих случаях использование напряжения выбегающих турбогенераторов может оказаться полезным для продления выбега ГЦН, облегчения перехода на естественную циркуляцию, а также для питания питательных насосов, в особенности при применении прямоточных парогенераторов.



 
« Особенности металла центробежнолитых труб из стали 15Х1М1Ф   Особенности эрозионного износа рабочих лопаток теплофикационных паровых турбин »
электрические сети