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

Схемы присоединения ГЦН, обеспечение устойчивости работы при КЗ - 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

Схемы присоединения ГЦН и обеспечение устойчивости работы реактора при коротких замыканиях в системе. Среди электродвигателей собственных нужд особое место на АЭС всех типов занимают ГЦН, характеристики и свойства которых, как уже упоминалось, во многом определяют не только схему питания механизмов с. н. и выбор источников питания, но и эксплуатационные характеристики АЭС в целом. В частности, ГЦН могут обладать инерцией, достаточной для предотвращения срабатывания аварийной защиты реактора при кратковременном (до 0,5—2 сек) исчезновении или глубоком (ниже 60%) понижении напряжения на всех двигателях ГЦН или части их.
Схемы включения ГЦН с большими маховыми массами на АЭС
Рис. 2-1. Схемы включения ГЦН с большими маховыми массами на АЭС, выполненной по схеме моноблока: а — с одним рабочим трансформатором собственных нужд; б — с двумя рабочими трансформаторами собственных нужд
1— рабочий трансформатор с. н.; 2 — пускорезервный трансформатор с. н.; 3 — секция надежного питания 6 кВ II группы

В этом случае широко известные меры: быстродействующее отключение коротких замыканий, АВР трансформаторов и механизмов собственных нужд — предупреждают остановку АЭС при авариях в электрической части, поскольку имеется достаточный запас времени для производства необходимых переключений с помощью автоматики. АЭС при этом остается в работе при условии, конечно, что авария в электрической части не привела к полному обесточиванию и наступлению режима аварийного расхолаживания.
Так, например, в схеме АЭС с канальным кипящим реактором (см. рис. 2-14) из 8 имеющихся ГЦН только 6 находятся в работе [4], а два — в резерве, готовые к автоматическому включению при повреждении или потере питания на работающих ГЦН. АЭС на быстрых нейтронах благодаря применению ГЦН с большими маховыми массами [2, 3] также должны устойчиво работать при кратковременном понижении и даже исчезновении напряжения питания ГЦН.
На схеме присоединения электродвигателей ГЦН таких АЭС это находит отражение в том, что они питаются как потребители III группы, не предъявляя в этом отношении требований более высоких, чем питательные насосы ТЭС на органическом топливе — рис. 2-1, а. Тем не менее, даже при использовании ГЦН с большими маховыми массами именно их число, а также эксплуатационные свойства ядерной энергетической установки определяют количество секций собственных нужд (обычно 6 кВ), к которым присоединены насосы. В этом случае расчетной аварией будет короткое замыкание на секции собственных нужд 6 кВ или отказ выключателя в цепи любого присоединения собственных нужд 6 кВ при коротком замыкании на этом присоединении. При такой аварии потребуется последующее автоматическое снижение мощности реактора в соответствии со сниженным расходом теплоносителя — наполовину
в схеме на рис. 2-1, а и на одну четверть в схеме на рис. 2-1, б, т. е. это снижение получается тем меньше, чем больше секций с. н. 6 кВ. При большой единичной мощности моноблока увеличение числа рабочих трансформаторов собственных нужд до двух и даже трех (а значит, и секций с. н. 6 кВ) может потребоваться из соображений уменьшения мощности короткого замыкания на секциях с. н. 6 кВ, а также для уменьшения мощности пускорезервного трансформатора с. н. и использования части рабочих трансформаторов с. п., питающихся от системы в качестве пусковых.
В отношении аварийного расхолаживания обе схемы равноценны, поскольку переход на естественную циркуляцию возможен за счет использования одного механического выбега ГЦН с большими маховыми массами. При наличии двух и более турбогенераторов на реактор и использовании ГЦН с большими маховыми массами схема их включения может быть аналогичной приведенной на рис. 2-1, б, но второй рабочий трансформатор с. н. присоединяется, как и первый, в виде ответвления к генератору.
Если применены бессальниковые ГЦН с малыми маховыми массами, то свойства ядерной энергетической установки существенно ухудшаются как при коротких замыканиях, так и в отношении проведения аварийного расхолаживания. Сами электродвигатели ГЦН требуют при этом организации электроснабжения как потребители I группы. В водо-водяных энергетических реакторах с некипящей водой под давлением положение усугубляется еще и высокой энергонапряженностью активной зоны и относительно малым запасом температуры до вскипания. Например, согласно [8], в реакторе ВВЭР-440, работающем на номинальной мощности, при исчезновении напряжения (или понижении до значения 0,6 от номинального и ниже) даже на 4 из 6 работающих ГЦН на время, большее 1,0 сек, должна срабатывать аварийная защита реактора. Более того, при наступлении режима аварийного обесточивания реактора, ранее работавшего на номинальной мощности, должно сохраниться питание (за счет использования энергии выбега турбогенераторов) не менее чем 4 ГЦН.
Допустим, что для питания ГЦН мы применим в этом случае схему на рис. 2-2, а. В этом случае даже при такой тяжелой аварии, как непроходящее короткое замыкание на одной секции собственных нужд 6 кВ, теряется питание не более двух двигателей ГЦН, что позволяет сохранить реактор в работе с последующим уменьшением его мощности.
Гораздо более тяжелые последствия для питания ГЦН и сохранения реактора в работе для схемы на рис. 2-2, а может иметь трехфазное короткое замыкание вблизи шин высокого напряжения АЭС, когда напряжение на секциях с. н. 6 кВ может составить приблизительно 40% номинального. Более удаленные к. з. на отходящих линиях или подстанциях системы, приводящие к понижению напряжения на секциях 6 кВ ниже 60%, также будут приводить к потере питания двигателей ГЦН, поскольку эксперименты на действующих АЭС показывают [19], что опрокидывание двигателей ГЦН такого типа происходит при 58—62% номинального напряжения. Механическая постоянная времени бессальниковых насосов настолько мала (около 0,3— 0,5 сек), что при перерыве питания более 1 сек реактор нужно отключать аварийной защитой во избежание повреждения тепловыделяющих элементов.
Отключение коротких замыканий в сетях 110 кВ и выше обеспечивается основными быстродействующими защитами с временем действия не более 0,2 сек, после чего питание двигателей ГЦН восстанавливается, и срабатывание аварийной защиты реактора не происходит. В случае отказа быстродействующей защиты или выключателя поврежденного участка короткое замыкание отключается резервными защитами, время срабатывания которых может превысить допустимое время перерыва питания, что повлечет за собой срабатывание аварийной защиты реактора. Импульс на аварийную защиту (АЗ) может быть подан от специальных комплектов автоматики ГЦН, причем одновременно с целью использования выбега турбогенераторов следует отделить блоки АЭС от системы путем отключения их выключателями в цепи блока, после чего напряжение на генераторах восстанавливается и начинается аварийное расхолаживание АЭС с использованием энергии выбега турбогенераторов (если подать питание от энергосистемы с помощью резервных трансформаторов собственных нужд не удастся). Следует отметить, что при трехфазных к. з. вблизи шин высокого напряжения и при отказе быстродействующих защит обычно происходит нарушение динамической устойчивости генераторов близлежащей станции с их аварийной разгрузкой, возможно, с разделением системы на несинхронно работающие части (с последующей ресинхронизацией). При этом независимо от того, сохранилась ли работа турбогенераторов АЭС на с. н. или нет, желательно оставить реактор в работе. Поэтому такое построение схемы питания собственных нужд, когда короткое замыкание в системе может привести к аварийному отключению реактора, неблагоприятно и для реактора, и для энергосистемы.
Схему рис. 2-2, а нельзя принимать для рассматриваемого нами случая также и потому, что она не обеспечивает на выбеге совместно с генераторами при аварийном расхолаживании после номинального режима необходимого числа ГЦН — четырех из шести. Действительно, если короткое замыкание в генераторе, шинопроводе или рабочем трансформаторе с. н. приведет к системной аварии и возникновению режима аварийного расхолаживания, на выбеге останется только три ГЦН вместо четырех, что недопустимо. Выходом из положения может быть схема рис. 2-2, б, где для сохранения на выбеге не менее четырех ГЦН увеличено число секций с. и. 6 кВ и число независимых источников питания. Третий рабочий трансформатор собственных нужд придется питать от специально выделенного агрегата на ближайшей ГЭС или ТЭС, если такая возможность имеется. В этой схеме, как и в схеме рис. 2-2, а, возможно аварийное отключение реактора при коротких замыканиях в системе.
Предотвратить срабатывание аварийной защиты реактора, оборудованного бессальниковыми ГЦН, при затягивании отключения неудаленных коротких замыканий в системе можно за счет усложнения питания собственных нужд, идя по пути увеличения числа независимых источников питания. На рис. 2-2, в приведена схема питания ГЦН со вспомогательными синхронными генераторами собственных нужд (ВСГ) на одном валу с главными турбогенераторами, при такой схеме число независимых источников увеличивается до трех (если считать сеть системы и связанные с ней турбогенераторы реакторного блока за один независимый источник питания).

Рис. 2-2. Схемы включения ГЦН с малыми маховыми массами при наличии двух трубогенераторов на реактор: а — при допустимости потери питания половины ГЦН в режиме аварийного обесточивания; б — при допустимости потери питания одной трети ГЦН в режиме аварийного обесточивания и с выделением одной трети ГЦН на рабочий трансформатор с. н., питающийся от системы: в — с вспомогательными генераторами собственных нужд

1 — рабочий трансформатор с. н,; 2 — пускорезервный трансформатор с н., 3-вспомогательный синхронный генератор
В нормальных условиях специальные выключатели между секциями 1А и 1В, а также 2А и 2В разомкнуты и при коротких замыканиях в системе подключенные к секциям 1В и 2В четыре ГЦН из шести продолжают работать при номинальном напряжении; этого достаточно для устойчивой работы реактора. Схема на. рис. 2-2, в обеспечивает на выбеге при аварийном расхолаживании пять ГЦН из шести, даже если такой режим сопровождается повреждением одного из турбогенераторов блока и невозможностью       использовать         его выбег для электроснабжения ГЦН, питающегося от рабочего трансформатора с. н. поврежденного турбогенератора.
Обеспечивая требуемое количество ГЦН на выбеге, схема с ВСГ обладает и существенными недостатками, поскольку на одном валу появляется двойной комплект генераторов, возбудителей, требуются переделки стандартных машин, ухудшаются условия их эксплуатации и понижается вероятность бесперебойной выдачи мощности турбогенератора в энергосистему (ибо при повреждении ВСГ может потребоваться отключение турбогенератора блока).
При эксплуатации приходится считаться с повреждениями ВСГ, когда он либо просто отсоединен (механически), либо вращается, не неся нагрузки. Чтобы не прерывать при этом работу турбогенератора при аварии, например ВСГ-1 (рис. 2-2, в), он отключается от своей секции 1В, а ГЦН этой секции питаются через секционный выключатель от секции 1А.
Поскольку при этом от одного рабочею трансформатора опять получало бы питание три ГЦН, что недопустимо из соображений обеспечения на выбеге не менее четырех ГЦН, приходится с помощью показанной на рис. 2-2, в перемычки переключить ГЦН секции 1А на секцию 2А, и тогда от одного независимого источника (системы) будет питаться четыре ГЦН и от другого (ВСГ) —два ГЦН. При аварийном расхолаживании, поскольку турбогенераторы отделяются от системы, ГЦН будут получать питание от трех независимых выбегающих источников питания (двух турбогенераторов и ВСГ) и в самом неблагоприятном случае повреждения одного из турбогенераторов в режиме, предшествовавшем аварийному расхолаживанию, па выбеге будет четыре ГЦН из шести, что допустимо по условиям работы реактора.

Схема с ВСГ имеет некоторое преимущество при работе одного турбогенератора на блок, позволяя нести его полную нагрузку, равную 50% номинальной мощности реактора, поскольку при этом в режиме аварийного расхолаживания останется не менее двух ГЦН, а этого достаточно при данной нагрузке. Схема рис. 2-2, б позволяет нести 50%-ную нагрузку при работе одного турбогенератора лишь при питании двух ГЦН от специально выделенного генератора на соседней станции, а при отсутствии такового нагрузку реактора придется ограничить величиной, допускающей переход на естественную циркуляцию при потере всех ГЦН. Как показано в гл. 6, в масштабе года АЭС должна располагаться в базисной части графика и работать с полной нагрузкой; поэтому режим работы с одним турбогенератором можно рассматривать лишь как пусковой или аварийный для одного из турбогенераторов, когда некоторое ограничение мощности до включения второго турбогенератора несущественно.
Таким образом, можно сделать вывод, что если реактор, работающий на номинальной мощности, допускает прохождение режима аварийного расхолаживания с использованием выбега половины или менее от общего числа ГЦН, то для их электроснабжения может быть выбрана простая схема в соответствии с рис. 2-2, а при условии, что на блок имеется не менее двух турбогенераторов. При невыполнении этого условия приходится вынужденно переходить на схему 2-2, б или 2-2, в. В общем случае, если на выбеге в режиме аварийного расхолаживания допустима потеря n-й доли от общего числа ГЦН, то для составления надежной схемы питания целесообразно иметь η турбогенераторов на блок, включая и ВСГ.
На рис. 2-3 приведена одна из возможных схем питания бессальниковых ГЦН на АЭС, выполненной по схеме моноблока, при условии, что в режиме аварийного обесточивания допустима потеря половины ГЦН. В этом случае применение ВСГ безусловно целесообразно, поскольку при такой схеме можно реально рассчитывать на использование энергии выбега турбогенератора даже при повреждении в электрической части блока. Применение ВСГ одновременно решает в этом случае и вопрос устойчивости реактора при коротких замыканиях в системе.
Рис. 2-3. Схема включения ГЦН с малыми маховыми массами на АЭС, выполненной по схеме моноблока

1 — рабочий трансформатор с. н.; 2 — пускорезервный трансформатор с. н.; 3 — вспомогательный синхронный генератор

Изменение числа циркуляционных петель в реакторной установке не меняет принципа подключения ГЦН. Например, при наличии шести ГЦН на реактор вместо четырех добавочные насосы можно включить так, как показано пунктиром на рис. , 2-3.

Схемы с ВСГ обеспечивают устойчивый режим расхолаживания лишь в случае нахождения их в работе, и в этом смысле, как и для схем без ВСГ, большую опасность представляет режим аварийного расхолаживания, если он возникает при пуске блока при неработающих турбогенераторах пли при работе на пускорезервном трансформаторе, т. е. до перехода па ВСГ и рабочие трансформаторы собственных нужд. В этом случае приходится ограничивать мощность реактора, чтобы переход на естественную циркуляцию теплоносителя проходил без использования выбега при допустимых температурах в тепловыделяющих элементах.

Из приведенного рассмотрения ясно, что применение вспомогательных синхронных генераторов может быть оправдано лишь на АЭС, построенных по схеме моноблока и использующих в качестве ГЦН малоинерционные бессальниковые циркуляционные насосы. При двух турбогенераторах на реактор, даже при допустимой потере всего одной трети общего числа ГЦН, схема с ВСГ не имеет решающих преимуществ, в особенности при наличии в районе АЭС станции, агрегаты которой целесообразно выделить па питание одного из рабочих трансформаторов с. н. АЭС. Отказаться от применения в схемах собственных нужд АЭС вспомогательных синхронных генераторов можно путем перехода от бессальниковых ГЦН на насосы с большими маховыми массами; в случае сохранения бессальниковых ГЦН желательно изменить конструкцию реактора, чтобы он допускал кратковременное (до 1—2 сек) исчезновение напряжения на всех электродвигателях ГЦН без срабатывания аварийной защиты, а режим аварийного расхолаживания мог проходить с использованием выбега половины общего числа ГЦН.

схемы присоединения рабочих трансформаторов с. н. блочных АЭС
Рис. 2-4. Возможные схемы присоединения рабочих трансформаторов с. н. блочных АЭС

Питание потребителей с. н. от ВСГ широко практиковалось на начальных этапах развития обычных ТЭС и впоследствии было отвергнуто, ввиду неэкономичности и малой надежности схемы. В отличие от ТЭС применение ВСГ на АЭС диктуется необходимостью увеличения числа независимых источников питания. Несомненно, со временем при совершенствовании технологической части эта схема отомрет, как это имело место на обычных ТЭС, хотя в настоящее время схема с ВСГ имеет определенную область применения.



 
« Особенности металла центробежнолитых труб из стали 15Х1М1Ф   Оценка безопасности объектов электроэнергетики »
электрические сети