Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> ­­­Электрическая часть электростанций

Электрооборудование и механизмы собственных нужд АЭС - ­­­Электрическая часть электростанций

Оглавление
­­­Электрическая часть электростанций
Сведения об электрических станциях
Компоновка тепловых и атомных электрических станций
Особенности компоновки гидроэлектростанций
Типы генераторов и их параметры
Системы охлаждения генераторов
Системы возбуждения
Гашение поля генератора
Параллельная работа генераторов
Нормальные режимы генераторов
Пусковые режимы генераторов
Допустимые перегрузки статора и ротора
Типы трансформаторов и их параметры
Охлаждение трансформаторов
Нагрузочная способность трансформаторов
Параллельная работа трансформаторов
Виды главных схем электрических соединений
Особенности главных схем теплоэлектроцентралей
Главные схемы гидроэлектрических и гидроаккумулирующих станций
Главные схемы атомных электрических станций
Главные схемы подстанций
Выбор главной схемы - требования
Выбор главной схемы - рекомендации
Выбор трансформаторов
Режимы нейтрали
Технико-экономическое сравнение вариантов схем
Главные схемы тепловых электростанций некоторых зарубежных стран
Собственные нужды электрических станций
Механизмы собственных нужд тепловых электрических станций
Механизмы собственных нужд гидроэлектростанций
Электродвигатели механизмов собственных нужд
Самозапуск электродвигателей собственных нужд
Схемы питания собственных нужд тепловых электростанций
Схемы питания собственных нужд гидроэлектростанций
Электрооборудование и механизмы собственных нужд АЭС
Особенности схем питания собственных нужд АЭС
Использование выбега турбогенераторов в режиме аварийного расхолаживания реактора АЭС
Выключатели высокого напряжения
Гашение дуги в выключателе постоянного тока
Гашение дуги в выключателе переменного тока
Восстановление электрической прочности
Восстанавливающееся напряжение
Собственная частота сетей высокого напряжения
Способы повышение отключающей способности выключателей
Особенности процессов отключения малых индуктивных и емкостных токов
Масляные выключатели с открытой дугой
Масляные выключатели с дугогасительными камерами
Малообъемные масляные выключатели
Воздушные выключатели
Компрессорные установки
Элегазовые выключатели
Автогазовые выключатели
Электромагнитные выключатели
Вакуумные выключатели
Выключатели нагрузки
Разъединители
Короткозамыкатели и отделители
Приводы выключателей и разъединителей
Общие сведения о ТН и ТТ
Измерительные трансформаторы напряжения
Конструкции измерительных трансформаторов напряжения
Измерительные трансформаторы тока
Измерительные трансформаторы постоянного тока
Оптико-электронные устройства
Выбор выключателей
Выбор разъединителей
Выбор реакторов
Выбор трансформаторов тока
Выбор трансформаторов напряжения
Выбор предохранителей
Выбор токоведущих частей распределительных устройств
Схемы вторичных соединений
Схемы с питанием цепей вторичных соединений
Детали схем вторичных соединений
Основная аппаратура цепей управления и сигнализации
Требования, предъявляемые к схемам дистанционного управления
Сигнализация
Дистанционное управление выключателями о помощью малогабаритных ключей
Дистанционное управление воздушными выключателями
Дистанционное управление выключателями при оперативном переменном токе
Дистанционное управление в установках низкого напряжения
Управление разъединителями
Монтажные схемы, маркировка, детали
Испытательные блоки
Провода и контрольные кабели вторичных цепей
Маркировка монтажных схем вторичных цепей
Контроль изоляции вторичных цепей
Оперативный ток на электрических станциях
Выбор аккумуляторных батарей для оперативного тока на электостанциях
Выбор зарядных агрегатов для оперативного тока на электостанциях
Распределение постоянного оперативного тока на электростанциях
Источники переменного оперативного тока на электростанциях
Конструкции распределительных устройств
Принципы выполнения распределительных устройств
Правила устройства и основные размеры конструкций РУ
Применение ОПН в конструкциях РУ
Выбор компоновки и конструкции РУ
Характерные конструкции распределительных устройств
Направления развития зарубежных конструкций РУ
Главный шит управления
Организация управления на мощных станциях блочного типа
АСУ в энергетике
Кабельные коммуникации и сооружения
Аккумуляторный блок
Вспомогательные устройства
Основные понятия о заземляющих устройствах
Опасность замыканий на землю. Роль защитного заземления
Удельное сопротивление грунта и воды
Конструкции защитных заземлений
Схема расчета заземления
Литература

Особенности электрооборудования и механизмов собственных нужд атомных электростанций.
Связь технологической и электрической частей АЭС
Основные отличия электрической части АЭС от электрической части ТЭС заключаются в такой схеме питания собственных нужд, которая способна обеспечить гораздо более высокую надежность электроснабжения ответственных механизмов собственных нужд, чем на обычных электростанциях.
В соответствии о этим на АЭС появляются специальные сети и дополнительные источники надежного питания, используется совместный выбег турбогенераторов с механизмами собственных нужд и ряд других схемных и режимных мероприятий для повышения надежности питания системы собственных нужд.
В настоящее время в мировой практике получили распространение три основных типа энергетических реакторов на тепловых нейтронах: водо-водяные реакторы корпусного типа, в которых замедлителем и теплоносителем служит обычная вода, циркулирующая в контуре под давлением; газоохлаждаемые реакторы корпусного типа с углекислым газом в качестве теплоносителя и графитовым замедлителем; реакторы канального типа, в которых давление теплоносителя воспринимается не корпусом реактора, а стенкой рабочего канала.
Если энергетические реакторы на тепловых нейтронах развивались по различным конструктивным направлениям, то реакторы на быстрых нейтронах представляют собой трехконтурные установки с жидкометаллическим теплоносителем в первом и втором контурах. Третий контур по параметрам пара аналогичен современным ТЭС и может использовать стандартное турбинное оборудование на докритические или сверхкритические параметры пара.
Технологические схемы АЭС с различными реакторами существенно влияют на электрическую часть станции, причем это влияние проявляется в следующем:
Число турбогенераторов на реактор определяет принципиальную возможность использования выбега турбогенератора для питания механизмов собственных нужд от основного генератора. В частности, при моноблоках такая возможность исключается, вследствие чего в схемах питания собственных нужд моноблочных АЭС возникают отличия по сравнению со случаем использования нескольких турбогенераторов.
На АЭС имеется ряд механизмов собственных нужд, не встречающихся на обычных ТЭС. Особенности этих механизмов необходимо рассмотреть, поскольку они оказывают существенное влияние на построение схемы питания.
В зависимости от типа реактора на АЭС используются либо стандартные турбогенераторы с обслуживающими их механизмами (усовершенствованные графито-газовые, «быстрые» реакторы), либо турбогенераторы нестандартные, на насыщенном паре (водоводяные, канальные кипящие, тяжеловодные реакторы), к тому же радиоактивном (корпусные и канальные кипящие реакторы). Поэтому и здесь собственные нужды имеют большие отличия от собственных нужд обычных ТЭС.
Различия в технологических схемах и в механизмах собственных нужд определяют существенные различия и в характере протекания такого важнейшего режима, как режим аварийного расхолаживания.
В настоящее время основу ядерной энергетики составляют реакторы на тепловых нейтронах следующих типов: с некипящей водой под давлением типа ВВВР-440 с турбинами К-220-44 и типа ВВЭР-1000 с турбинами К-1000-60; кипящие одноконтурные канальные реакторы с графитовым замедлителем типа РБМК-1000 с турбинами К-500-65 и типа РБМК-1500 с турбинами К-750-65 на насыщенном паре.
Первыми мощными установками на быстрых нейтронах явились реакторы типа БН-350 с турбинами BP-50 и типа БН-600 с турбинами K-200-130.
Основными характерными особенностями, которые нужно учитывать при составлении схем питания системы собственных нужд АЭС с перечисленными реакторными блоками, являются: наличие двух (ВВЭР-440 и РБМК-1000 и 1500) или даже трех (БН-600) турбогенераторов на блок, связанных электрически; применение в схемах с ВВЭР-440 бессальниковых циркуляционных насосов с малыми маховыми массами, требующих питания за счет энергии выбега турбогенераторов; применение в схемах с ВВЭР-1000, РБМК-1000 и 1500, БН-600 главных циркуляционных насосов с большими маховыми массами, в принципе достаточными для проведения режима аварийного расхолаживания без использования энергии выбега турбогенератора.
Главные циркуляционные насосы и их привод. Особую роль среди механизмов собственных нужд АЭС играют главные циркуляционные насосы (ГЦН), обеспечивающие циркуляцию теплоносителя через активную зону. Их мощность обычно больше, чем мощность питательных насосов; кроме того, требуется высокая надежность питания и электроснабжения обеспечивающих их систем. Имеются две основные модификации таких насосов: герметические насосы бессальникового типа и насосы с ограниченной контролируемой протечкой. Бессальниковые ГЦН имеют производительность до 10 000 м3/ч, работают в условиях высоких давлений (до 19,6 МПа) и температур (300 °С и выше), развивают напор до 0,5 МПа и имеют мощность приводного двигателя около 2 МВт.
В отличие от насоса обычного исполнения, в котором вращающий момент передается от электродвигателя, расположенного вне насоса, через вал, уплотняемый сальником, в бессальниковом электронасосе энергия от статора к ротору встроенного электродвигателя передается индуктивно через перегородку, разделяющую статорную и роторную полости. При этом статор остается сухим, защищенным от попадания в него перекачиваемой насосом жидкости, находящейся под давлением.
Ротор электродвигателя вращается в среде перекачиваемого теплоносителя, опираясь на подшипники, выполненные из специальных антифрикционных материалов, смазываемые и охлаждаемые одной и той же жидкостью — водой. Рабочее колесо насоса насажено на вал ротора и образует герметичную конструкцию роторной полости, не требующую уплотнения вала. Протечки рабочей жидкости в атмосферу в таком герметическом насосе отсутствуют, что очень существенно при перекачивании радиоактивных теплоносителей.
Потери энергии в насосном агрегате отводятся теплоносителем автономного контура и воздухом, циркулирующим в области лобовых частей обмоток, и передаются технической воде в специальных теплообменниках.
Герметический насос аварийно останавливается при прекращении циркуляции во вспомогательных системах охлаждения. Для резервирования вспомогательной крыльчатки автономного контура в случае ее поломки при работе насоса, а также для осуществления циркуляции в автономном контуре при выбеге и во время остановок ГЦН на горячем теплоносителе первого контура используется специальный вспомогательный бессальниковый герметический электронасос (ВЦЭН) мощностью в несколько киловатт.
В электродвигателях с сухим статором, несмотря на применение для тонких перегородок немагнитных материалов с высоким удельным сопротивлением, возникают значительные добавочные потери, уменьшающие к. п. д. насосного агрегата до 0,5—0,55 против 0,8—0,85 в конструкциях с обычным электроприводом или с электродвигателем с мокрым статором. Такие перегородки существенно увеличивают главный зазор, что приводит к повышению потребления реактивной мощности двигателями и снижению коэффициента мощности последних до 0,35—0,55 против 0,75—0,8 в стандартных асинхронных двигателях аналогичной мощности.
Общим недостатком всех бессальниковых герметических электронасосов при использовании их в основных циркуляционных контурах АЭС является малая маховая масса и невозможность увеличения ее путем установки маховика, что делает эти насосы (и станции, ими оборудованные) весьма чувствительными даже к кратковременным понижениям питающего напряжения, заставляет применять для их питания вспомогательные генераторы собственных нужд и использовать электрический выбег в аварийных режимах.
Из обслуживающих ГЦН систем очень высокие требования к надежности электроснабжения предъявляют вспомогательные циркуляционные насосы автономного контура охлаждения и насосы технической воды, подающие воду во вторичный контур теплообменников ГЦН. Даже в условиях полного обесточивания их питание должно быть восстановлено через 20—30 с от независимого источника и обеспечено на весь период расхолаживания даже при остановленных ГЦН из-за опасения повреждения их подшипников, перегородки и изоляции обмотки в результате действия на них горячего теплоносителя первого контура.
Герметические бессальниковые электронасосы используются не только в качестве ГЦН; они находят широкое применение на АЭС в системах спецводоочистки, сбора радиоактивных протечек, в системах дезактивации оборудования и захоронения жидких радиоактивных отходов, где их преимущества по сравнению с любым другим типом насоса неоспоримы. Принцип их конструктивного исполнения остается таким же, но понижается мощность, число вспомогательных систем и требования к надежности электроснабжения. При перекачке низкопотенциальных теплоносителей специальные контуры охлаждения отсутствуют.
Проектирование и сооружение мощных АЭС с водоохлаждаемыми реакторами вызвало необходимость в разработке циркуляционных насосов очень большой производительности (10 000- 14 000 м3/ч и выше), которые требуют для своего привода электродвигатели мощностью свыше 2 МВт. Их создание по схемам бессальникового типа сопряжено с большими техническими трудностями из-за больших потерь, низкого cos  φ и худших пусковых характеристик, чем у стандартных асинхронных электродвигателей.
В настоящее время для этих установок созданы и циркуляционные насосы с механическими уплотнениями вала насоса, обеспечивающие ограниченные, относительно стабильные, контролируемые в процессе эксплуатации утечки воды, но не основного контура, а уплотняющего, нерадиоактивного. При этом стоимость насоса с механическим уплотнением вала меньше за счет применения электродвигателя нормального исполнения; к. п. д. насосов с механическим уплотнением увеличивается на 10—15 % (отсутствуют потери в перегородке, потери на трение ротора в воде), что очень существенно для агрегатов большой мощности; насосы с уплотнением вала позволяют применять как электрический, так и паровой привод; электродвигатель не находится в контакте с радиоактивной средой, при неисправностях может легко заменяться и ремонтироваться в обычных условиях; при необходимости на ГЦН с уплотнением вала может быть установлен маховик, что удлиняет инерционный выбег, позволяет снизить требования к надежности его электроснабжения и применить более простую схему питания собственных нужд с одновременным улучшением эксплуатационных характеристик АЭС во всех режимах, включая аварийные с полным обесточиванием.
Насосы такого типа устанавливаются на всех станциях с реакторами ВВЭР-1000, РБМК-1000 и 1500, на вновь сооружаемых блоках ВВЭР-440 и на зарубежных АЭС с водоохлаждаемыми реакторами.
Концевое уплотнение может иметь различные конструкции, например состоять из системы «плавающих» колец, на которые для предотвращения протечки из насоса активной воды с высоким давлением и температурой подается так называемая запирающая нерадиоактивная охлажденная вода с давлением более высоким, чем на всасе ГЦН. Циркуляция уплотняющей воды производится специальным насосом гидроуплотнений, обычно общим для всех ГЦН реактора. Один из насосов рабочий, а другой резервный.
Подшипники электродвигателя и один из подшипников насоса смазываются маслом, для чего используют на каждый насосный агрегат два маслонасоса с приводом на переменном токе (рабочий и резервный) и один аварийный с приводом на постоянном токе от аккумуляторной батареи, служащий для обеспечения маслом ГЦН во время обесточивания до окончания выбега.
Насосы гидроуплотнений предъявляют повышенные требования к надежности электроснабжения и при аварийном обесточивании питаются от дизель-генераторов. После остановки главных циркуляционных насосов должно включаться стояночное уплотнение вала механического типа.
Хотя насосы с ограниченными протечками имеют гораздо больше вспомогательных систем, чем бессальниковые, требования к обеспечению бесперебойности электроснабжения их механизмов, и в особенности главных электродвигателей насосов, существенно ниже, что находит отражение в построении схемы питания собственных нужд
Насосы с ограниченными протечками нерадиоактивной воды целесообразно устанавливать и в качестве питательных, и в качестве конденсатных насосов одноконтурных АЭС.
На АЭС с газовым теплоносителем используются газодувки, в которых возникает необходимость в надежном уплотнении вала при высоких давлениях перекачиваемого газа (до 6 МПа) как в нормальных условиях, так и во время выбега газодувок до полной остановки (до срабатывания стояночных уплотнений) при полной потере питания собственных нужд Уплотнение газодувок обычно выполняется масляным и имеет сходную конструкцию с системой масляного уплотнения вала турбогенераторов с водородным охлаждением. Масло на уплотнение подается маслонасосом высокого давления (большим, чем давление перекачиваемого газа); на каждую газодувку обычно устанавливают два насоса с приводом на переменном токе (рабочий и резервный) и аварийный с приводом на постоянном токе.
Так же построена и система смазки подшипников газодувки и ее приводного двигателя: два маслонасоса с приводом переменного тока и один аварийный с приводом постоянного тока.
Для привода газодувок выгодно использовать вместо асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором синхронные двигатели обычного исполнения как из-за большей мощности этих механизмов и потребления значительной реактивной мощности при асинхронном приводе, так и из-за большей устойчивости при к. з., одинаковой частоты вращения всех газодувок реактора и равномерного распределения нагрузки между ними.
На АЭС с реакторами, охлаждаемыми газовыми теплоносителями, расход мощности на привод циркуляционных механизмов примерно в 2—3 раза больше, чем на АЭС с жидким теплоносителем равной мощности. Поэтому компенсация реактивной мощности за счет синхронного привода мощных механизмов-газодувок приобретает существенное значение в связи с возможностью уменьшения мощности питающих трансформаторов и улучшения качества напряжения.
Другим достоинством синхронного привода газодувок является увеличение устойчивости работы механизмов собственных нужд при снижении напряжения за счет автоматического регулирования и форсировки возбуждения синхронных электродвигателей.
Тем не менее и на АЭС с синхронным приводом газодувок следует учитывать возможность их выпадения из синхронизма при перерывах питания, превышающих 0,5 с, и обеспечить успешную ресинхронизацию после восстановления напряжения.
Хотя газодувки совместно с приводом имеют относительно большие маховые массы, чем бессальниковые ГЦН, их все же обычно недостаточно для безопасного перехода на режим естественной циркуляции, и поэтому для них может оказаться целесообразным режим совместного выбега с турбогенератором. На все время выбега от аккумуляторной батареи должно быть обеспечено бесперебойное питание аварийных маслонасосов системы уплотнения вала и смазки подшипников газодувок.
Большие мощности электродвигателей газодувок (до 12 % мощности АЭС), высокие требования к обеспечению бесперебойности их питания, трудности самозапуска или ресинхронизации столь мощных электродвигателей, необходимость плавного регулирования производительности привели к тому, что для привода газодувок АЭС используется турбопривод и привод от газовых турбин, свободные от указанных недостатков и повышающие устойчивость работы реакторов при возмущениях в электрической части.
На АЭС с жидкометаллическим теплоносителем в качестве главных циркуляционных насосов используются центробежные насосы, гидравлическая и электрическая часть которых имеет сходное конструктивное исполнение с насосами для водяных теплоносителей, но иное устройство узла уплотнения вала, что находит отражение в увеличении числа вспомогательных систем.
Стандартный асинхронный электродвигатель устанавливается на опорную конструкцию агрегата и соединяется с валом насоса с помощью муфты. При компоновке станции электродвигатель насоса располагают выше перекрытия бокса и делают доступным для обслуживания.
Для увеличения времени выбега при обесточивании насосный агрегат может быть снабжен маховиком. В этом случае требования к надежности электроснабжения приводного двигателя такие же, как и при насосах с контролируемыми протечками для водяного теплоносителя.
Из вспомогательных систем требуют питания от аккумуляторной батареи аварийные маслонасосы систем смазки подшипников и уплотнения вала главного насоса. Агрегат снабжен электронагревателями для расплавления металлического теплоносителя при пусках из холодного состояния и для поддержания его в жидком виде при неработающем реакторе. К. п. д. таких насосов близок к к. п. д. центробежных водяных насосов соответствующей производительности.
Благодаря высокой электропроводности жидких металлов для их перекачки возможно применение электромагнитных насосов. В зависимости от того, как подводится ток к жидкому металлу — путем непосредственного контакта жидкого металла с токоведущей шиной или индукционным путем, электромагнитные насосы разделяют на кондукционные и индукционные.
Кондукционные насосы могут быть выполнены на постоянном и переменном токе, индукционные — только на переменном. Кондукционные насосы большой производительности выполняются только на постоянном токе. Насосы этого типа могут использоваться в качестве циркуляционных насосов первого и второго контуров АЭС. Насосы постоянного тока требуют для питания источников с большим током и малым напряжением. В мощных насосах  выпрямительные установки для этих целей малопригодны из-за громоздкости и низкого к. п. д.; более подходящими являются униполярные генераторы.
При небольшой производительности, от 0,5 до 150 м3/ч, давлении до 0,6 МПа и температуре до 680 °С для перекачки жидкого натрия и его сплавов с калием разработана серия спиральных индукционных насосов, в магнитопроводе которых используются статорные листы стандартных асинхронных двигателей. Такие насосы широко используются во вспомогательных системах (перекачивающих, подпиточных, в контуре очистки)
Основными достоинствами электромагнитных насосов являются: герметичность конструкции без каких-либо уплотнений, отсутствие вспомогательных систем, требующих надежного питания при обесточивании, легкость регулирования производительности. Все это обеспечивает их высокую надежность в работе и простоту обслуживания.
Недостатками электромагнитных насосов по сравнению с центробежными являются более низкие к. п. д., коэффициент мощности (у индукционных насосов) и полное отсутствие механического выбега. В этом отношении они уступают даже бессальниковым циркуляционным насосам для водяного теплоносителя.
Электромагнитные насосы постоянно совершенствуются, и если сейчас для мощных АЭС с жидкометаллическим теплоносителем выбор типа главного циркуляционного насоса решается в пользу центробежных из-за их пока более высокой надежности, меньших потерь и наличия вращающихся масс, то в будущем, после отработки надежной конструкции электромагнитных насосов высокой производительности и решения вопроса перехода на режим естественной циркуляции без использования вращающихся масс насоса, электромагнитные насосы смогут с успехом использоваться в качестве главных циркуляционных насосов первого и второго контура.
Электронагреватели компенсаторов объема и оборудования.
На АЭС с реакторами с водой под давлением появляется весьма ответственный и мощный потребитель собственных нужд — электронагреватели паровых компенсаторов объема. Они работают во всех режимах станции, но наибольшая мощность потребляется ими при пуске и для реактора ВВЭР-440 составляет 1,44 МВт.
Нагрузка электронагревателей при работе реактора на стационарном уровне мощности невелика и соответствует тепловым потерям компенсатора. Большая часть этой нагрузки не предъявляет повышенных требований к надежности питания.
Часть блоков нагревателей общей мощностью 10—15 % должна быть обеспечена питанием от автономных источников и в режиме аварийного обесточивания, с тем чтобы предотвратить понижение давления и вскипание теплоносителя.
На АЭС с жидкометаллическим теплоносителем электронагревателями снабжается все оборудование, где возможен переход металла в твердую фазу при охлаждении: трубопроводы, задвижки, насосы, теплообменники, парогенераторы, хранилища металла, линии подпитки. Мощность этих устройств может достигать нескольких тысяч киловатт. Большая часть нагрузки нагревателей не предъявляет повышенных требований к надежности электропитания. С учетом территориальной разбросанности и раздробленности этой нагрузки схема ее электропитания отличается большой разветвленностью и большим числом источников питания — трансформаторов 6/0,22 кВ.
Электропривод насосов технической воды. Система технического водоснабжения на АЭС играет еще большую роль, чем на ТЭС. Во-первых, на современном этапе развития атомной энергетики широкое применение имеют турбины насыщенного пара, удельный расход которого существенно выше, чем пара докритических или сверхкритических параметров. Поэтому производительность и мощность циркуляционных насосов турбин в 1,5— 2 раза выше, чем на ТЭС той же мощности. Во-вторых, от технологического оборудования атомной электростанции и из отдельных ее помещений приходится отводить большие количества теплоты, причем не только в нормальных режимах, но и после аварийной остановки станции с полной потерей напряжения в сети собственных нужд. Поэтому часть насосов технической воды должна иметь электропривод с питанием от автономных источников. Третьей особенностью системы технического водоснабжения АЭС является необходимость в промежуточном контуре технической воды, от которого охлаждается часть потребителей, связанных с реакторной установкой. Это объясняется необходимостью исключить проникновение радиоактивных примесей в охлаждающую воду, покидающую станцию и сбрасываемую в естественные водоемы.
Схема технического водоснабжения АЭС приведена на рис. 3-25.
От циркуляционных насосов технического водоснабжения 1 охлаждаются прежде всего конденсаторы турбин, технологические конденсаторы, маслоохладители генераторов, а также маслоохладители и воздухоохладители приводных электродвигателей питательных и конденсатных насосов. От этой же системы через подъемные насосы 13 питаются газоохладители генераторов. Требования к надежности энергоснабжения электродвигателей этих насосов технической воды такие же, как на ТЭС.
На АЭС имеются потребители, требующие для своего охлаждения техническую воду с напором более 0,1 МПа; их охлаждение нельзя ставить в зависимость от работы циркуляционных насосов турбин.

схема технического водоснабжения АЭС
Рис. 3-25. Принципиальная схема технического водоснабжения АЭС
1 — циркуляционные насосы конденсаторов; 2 — потребители, охлаждаемые циркуляционной водой конденсатора;
3 — сброс воды в водоем; 4 — газоохладители генераторов;
5 — потребители, требующие охлаждающей воды с напором более 0,1 МПа; 6 — подпитка теплосети и санитарно-бытовые устройства; 7 — теплообменник промежуточного контура; 8 — насос промежуточного контура; 9 — потребители реакторного зала, охлаждаемые водой промежуточного контура; 10 — аварийный насос промежуточного контура; 11 — аварийный насос технической води; 12 — рабочий насос технической воды; 13 — подъемный насос газоохладителей генераторов; 14 — вода из водоема
Эта техническая вода идет на охлаждение: теплообменника промежуточного контура, теплообменника бассейна выдержки отработавших тепловыделяющих элементов, теплообменника бака биологической защиты, теплообменников охлаждения воздуха в боксах парогенераторов и ГЦН, теплообменников вентиляционных систем для охлаждения воздуха в рабочих помещениях, маслоохладителей и воздухоохладителей подпиточных насосов и аварийных питательных насосов, теплообменников спецводоочистки. От этой же системы можно подать охлаждающую воду в технологический конденсатор.
От промежуточного контура охлаждаются теплообменники системы управления и защиты, теплообменники автономных контуров ГЦН, теплообменники доохлаждения продувочной воды реактора и некоторые теплообменники спецводоочистки, т. е. оборудования, где циркулирует радиоактивный теплоноситель и где возможно загрязнение охлаждающей воды.
Как правило, циркуляционные насосы промежуточного контура питаются от сети переменного тока с переключением на автономный источник питания (дизель-генератор) при обесточивании.
Особенности электрической части АЗС. Характерной особенностью атомных электростанций, оказывающей первостепенное влияние на построение схем электроснабжения потребителей собственных нужд, выбор источников питания и кратности резервирования, являете я остаточное тепловыделение в активной зоне после прекращения цепной реакции деления.
Даже в предположении мгновенного срабатывания аварийной защиты реактора энерговыделение продолжается в результате
Рис. 3-26. Изменение остаточных тепловыделений в реакторах разного типа после срабатывания аварийной защиты при предшествующем длительном режиме работы с номинальной мощностью наличия запаздывающих нейтронов и за счет а-, бета- и у-излучения осколков деления, накопившихся в процессе работы реактора.


I — водо-водяной реактор; 2 — канальный водографитовый реактор;
3 — реактор на быстрых нейтронах; 4 — тяжеловодно-газовый реактор
Известно, что за счет эффекта запаздывающих нейтронов после первоначального резкого уменьшения мощности, зависящего от отрицательной реактивности, введенной при срабатывании аварийной защиты, дальнейшее ее уменьшение не может происходить быстрее, чем с периодом, определяемым временем жизни наиболее долгоживущих ядер — излучателей запаздывающих нейтронов. С учетом конечной скорости введения отрицательной реактивности энерговыделение от затухающей цепной реакции будет еще значительнее. На указанный затухающий процесс накладывается медленно затухающий процесс тепловыделения в горючем за счет а-, Р- и у-излучения осколков деления, которые в совокупности дают кривую изменения остаточных тепловыделений в реакторе в зависимости от времени, прошедшего после срабатывания защиты, и от режима работы, предшествующего остановке (рис. 3-26).
Такие кривые получаются в результате физического расчета реактора, зависят от его типа и конструкции. Даже в самом неблагоприятном случае полного исчезновения напряжения основных источников питания в сети собственных нужд остаточные тепловыделения должны быть отведены от активной зоны за счет обеспечения части механизмов собственных нужд резервным питанием с повышенной надежностью.
В соответствии со сказанным условимся называть аварийным расхолаживанием с обесточиванием процесс отвода остаточных тепловыделений из аварийно остановленного реактора при полном исчезновении на шинах собственных нужд напряжения 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 удается сохранить хотя бы один реакторный блок в работе на нагрузку собственных нужд, т. е. закроются стопорные клапаны всех турбоагрегатов, а попытка подать питание от пускорезервных трансформаторов собственных нужд не увенчается успехом, то может возникнуть режим аварийного расхолаживания с полной потерей питания собственных нужд
Режим, возникающий при аварийном отключении реакторного блока (течь в первом контуре, повреждение в реакторе, парогенераторе, турбоустановке, электроустройствах), но с сохранением питания на шинах собственных нужд, с точки зрения питания потребителей собственного расхода практически не отличается от расхолаживания, имеющего место при нормальной остановке станции.
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 предусматриваются меры, обеспечивающие отвод остаточных энерговыделений без повреждения технологического оборудования и распространения активности за пределы герметичных помещений.
Основные требования к системе аварийного расхолаживания состоят в том, что она должна: а) обеспечить в течение всего времени аварийного расхолаживания достаточный расход теплоносителя, чтобы не допустить перегрева оболочек тепловыделяющих элементов (ТВЭ) и кипения жидких некипящих теплоносителей (вода, жидкие металлы); б) осуществить переход к аварийному расхолаживанию после срабатывания аварийной защиты без недопустимых термических напряжений в элементах конструкции, для чего относительное изменение расхода теплоносителя должно быть пропорционально остаточным тепловыделениям (рис. 3-26); в) быть надежной, быстро включаться в работу, не иметь сложных переключений.
Режим аварийного расхолаживания и вероятность его существенно зависят от следующих основных параметров ядерной энергетической установки: устойчивости реактора при коротких замыканиях в электрической системе; наличия турбопривода главных циркуляционных насосов; от маховых масс главных циркуляционных насосов с электроприводом; мощности, при которой возможен переход на естественную циркуляцию; запаса воды в парогенераторах или деаэраторах; использования выбега турбогенераторов для питания собственных нужд; наличия мощных автономных источников питания с малым временем пуска (дизель-генераторов или газотурбинных установок).
Наиболее сложно организовать правильный режим аварийного расхолаживания с обесточиванием при использовании ГЦН с малыми маховыми массами. Например, если такие насосы установлены в схеме АЭС с водо-водяным некипящим реактором, то при аварийном обесточивании для предотвращения закипания теплоносителя и 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 энергию его выбега можно лишь при наличии нескольких турбогенераторов на реактор или при использовании специальных вспомогательных генераторов. В случае применения парогенераторов барабанного типа с большим запасом воды аварийный питательный насос допускает перерыв в питании на несколько минут, однако при прямоточных парогенераторах процесс аварийного расхолаживания существенно усложняется и организовать теплосъем во втором контуре оказывается труднее, чем в контуре реактора. Действительно, в первом контуре главные циркуляционные насосы преодолевают лишь динамический напор, их производительность уменьшается пропорционально частоте вращения, а после перехода на естественную циркуляцию необходимость в источнике энергии вообще отпадает. В контуре парогенератора насосы работают на противодавление с полным прекращением подачи при определенной частоте вращения (см. рис. 3-4, б), и надобность в источнике электроснабжения сохраняется в течение всего времени расхолаживания.
Системы безопасности АЭС. Требования безопасности АЭС и уменьшения их влияния на окружающую среду привели к созданию специальных систем аварийного охлаждения активной зоны (САОЗ) и локализации аварии, вступающих в работу при разрыве главного циркуляционного трубопровода в его не отключаемой задвижками части.
Система САОЗ предназначена для подачи охлаждающей воды в активную зону реактора при разуплотнениях циркуляционной системы. Если не подать охлаждающую воду и допустить оголение тепловыделяющих элементов, активная зона из-за остаточных тепловыделений может расплавиться, что неизбежно приведет к выбросу в окружающую среду радиоактивных продуктов деления, образовавшихся при работе реактора.
Применительно к водо-водяным энергетическим реакторам система аварийного охлаждения активной зоны состоит из пассивной системы и системы активного впрыска (рис. 3-27). Система пассивного залива состоит из двух независимых групп гидроаккумуляторов, каждая из которых рассчитана на номинальную производительность. В гидроаккумуляторах содержится раствор борной кислоты в воде, они присоединяются к корпусу реактора через быстродействующие клапаны. Благодаря азотной подушке при определенном понижении давления в корпусе обеспечивается автоматический залив активной зоны даже в условиях полного обесточивания. Запас борного раствора рассчитан так, что за время, необходимое для запуска дизель-генераторов (30 с) и включения  в работу системы активного залива, оголения активной зоны не произойдет.

Схема систем аварийного охлаждения активной зоны

Рис. 3-27. Схема систем аварийного охлаждения активной зоны (САОЗ) и локализация аварии блока с водо-водяным энергетическим реактором 1 — распылители спринклерной системы; 2 — парогенератор; 3 — главный циркуляционный насос; 4 — корпус реактора; 5 — гидроаккумуляторы пассивного залива активной зоны; 6 — герметичный бокс парогенераторов и ГЦН; 7 — приямки пола бокса парогенераторов и ГЦН; 8 — баки аварийного запаса воды; 9 — теплообменники; 10 — спринклерные насосы; 11 — насосы аварийного залива активной зоны низкого давления; 12 — аварийные подпиточные насосы высокого давления; 13 — независимые группы систем активного впрыска и спринклерной системы; 14 — коридор к газгольдеру-локализатору (путь паровоздушной смеси).
Система активного впрыска борного поглотителя состоит из трех независимых групп, каждая из которых способна обеспечить аварийное охлаждение активной зоны. В состав каждой группы входят: бак аварийного запаса борного раствора, два аварийных подпиточных насоса высокого давления, насос аварийного охлаждения активной зоны низкого давления, теплообменник для отвода остаточных тепловыделений и теплоты из герметичного бокса.
Аварийные насосы высокого и низкого давления объединены общим всасывающим коллектором, присоединенным с одной стороны к баку аварийного запаса борного раствора, а с другой — через теплообменник к приямку пола бокса парогенераторов и ГЦН, как показано на рис, 3-27. Со стороны приямка всасывающий коллектор отключен задвижкой. Аванкамеры всех аварийных насосов постоянно заполнены раствором борной кислоты из аварийных баков.
Со стороны напора насосы низкого и высокого давления двух групп подключены к тем же штуцерам, что и гидроаккумуляторы, а насосы третьей группы — к неотключаемой части одной из циркуляционных петель.
Включение насосов высокого давления происходит автоматически по понижению уровня в компенсаторе объема, а насосов низкого давления — дополнительно и по понижению давления теплоносителя первого контура. Сигнал на включение подается одновременно на три группы насосов, но для расхолаживания достаточно работы одной группы, выбираемой оператором.
По исчерпании запаса воды из аварийных баков предусматривается рециркуляционная ее подача в активную зону из приямков через теплообменник, охлаждаемый технической водой.
Система снижения давления в герметическом боксе и локализации аварийных выбросов включает в себя спринклерную систему и газгольдер-локализатор. Спринклерная система также состоит из трех независимых групп, в каждую из которых входит по одному спринклерному насосу, подсоединенному к всасывающему коллектору системы активного впрыска.
Включение всех спринклерных насосов происходит автоматически по повышению давления в герметичных помещениях, но для нормального функционирования достаточно работы одного насоса. Холодная вода подается в герметичные помещения через распылители.
При разрыве трубопровода первого контура теплоноситель вытекает из контура, частично испаряется и в герметичном боксе повышается давление. Под влиянием этого давления паровоздушная смесь попадает в газгольдер-локализатор, где происходит конденсация пара и отделение воздуха.
После истечения всего теплоносителя из контура реактора давление в боксе выравнивается и составляет при максимальной аварии до 0,25 МПа. При аварии, компенсируемой подпиточными насосами, давление повышается меньше.
Через несколько минут после начала аварии включается в работу спринклерная система и обеспечивает конденсацию пара и снижение давления в герметичных помещениях.
Для отвода в окружающую среду остаточных тепловыделений в показанные на рис. 3-27 теплообменники подается охлаждающая вода. На каждые два реакторных блока предусматриваются три независимые аварийные системы технической воды (11 на рис. 3-25) и одна рабочая система (12 на рис. 3-25), используемая при нормальной эксплуатации.
Для каждой из трех независимых групп систем безопасности имеется отдельное помещение, где располагаются по одному насосу низкого давления и спрйнклерному, два аварийных подпиточных насоса и теплообменник.
Поскольку каждая из групп обеспечивает номинальную производительность, описанная система получила название 3 X 100 %. В проектах Германии применяются четыре группы, каждая из которых обеспечивает 50 %-ную производительность. При аварии должны работать две такие группы.
Все эти системы должны обеспечивать локализацию аварии в пределах герметичных помещений первого контура АЭС и предотвращать дальнейшее ее развитие. Успешная работа этих и других технологических систем безопасности АЭС может быть обеспечена лишь при бесперебойном электроснабжении их в течение всего периода аварии. Наибольшие трудности здесь возникают при наложении двух аварий: разрывов трубопровода и аварийного обесточивания. Поэтому механизмы системы САОЗ и локализации аварии предъявляют высокие требования к надежности питания, не допускают перерыва в электроснабжении более чем на 30 с, иначе они могут оказаться неэффективными. Для их электроснабжения в режиме аварийного обесточивания используются автономные дизель-генераторы с малым временем пуска.



 
« Энергоснабжение сельскохозяйственных потребителей
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.