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

Использование выбега турбогенераторов в режиме аварийного расхолаживания реактора 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

Необходимость отвода остаточных тепловыделений из активной зоны в режиме аварийного обесточивания (см. рис. 3-26) требует повышенной надежности электроснабжения ГЦН с малыми маховыми массами (рис. 3-29) до перехода на режим естественной циркуляции. Это время лежит в пределах от нескольких десятков секунд до нескольких минут, и поэтому, учитывая большую мощность ГЦН и недопустимость перерыва в питании, осуществить электроснабжение их от автономных источников даже при пониженной производительности насосов не представляется возможным.

Рис. 3-31. Изменение частоты вращения выбегающей системы при внезапном отключении генератора 1 переход на тепловой выбег; 2  - переход на механический выбег
В таком случае можно рассчитывать только на энергию выбега турбогенераторов станции.
При использовании ГЦН с большими маховыми массами их естественный выбег создает запас времени для запуска дизель-генераторов, но электроснабжение можно осуществить лишь на пониженной частоте вращения при использовании многоскоростных электродвигателей или регулируемых электроприводов (см. рис. 3-30).
Совместный выбег высокоинерционных ГЦН (см. рис. 3-28) и некоторых других механизмов собственных нужд, например питательных насосов, с турбогенератором блока может оказаться полезным в режиме аварийного обесточивания для улучшения условий охлаждения активной зоны.
Различают тепловой и механический выбег турбогенератора. Под тепловым выбегом понимают продолжение выработки турбогенератором электрической энергии после остановки реактора за счет остаточных тепловыделений в активной зоне. Использование теплового выбега в режиме аварийного расхолаживания возможно лишь при нескольких турбогенераторах на блок и при условии, что при срабатывании аварийной защиты реактора все турбогенераторы или часть их останутся в работе. Поэтому тепловой выбег в большинстве случаев не может служить достаточно надежным источником электроснабжения потребителей I группы и более рационально при обесточивании использовать механический выбег турбогенераторов. Под механическим выбегом понимают продолжение выработки турбогенератором электрической энергии с постепенно понижающейся частотой и напряжением после закрытия главного стопорного клапана турбины (рис. 3-31) за счет кинетической энергии вращающихся масс турбоустановки. Запас кинетической энергии W и значения инерционных постоянных Tj некоторых турбоустановок современных АЭС приведены в табл. 3-3:

где GD2  — суммарный момент инерции турбоустановки, т-м2; псх — синхронная частота вращения, об/мин.
Известно, что при сохранении номинального момента сопротивления неизменным продолжительность выбега турбогенератора примерно равна утроенной инерционной постоянной. Если предположить, что в начале выбега мощность механизмов собственных нужд составляет 5% номинальной мощности турбогенератора, то можно заключить, что кинетической энергии турбогенератора оказывается достаточно для питания этой нагрузки в течение тВЫб = 607/, т. е. около 10 мин.

Турбина, генератор

Рн, МВт

ZGD2, т. м2

Tj, с

W, кВт. ч

К-500-65, ТВВ-500-2

500

234

11,6

805

К-220-44, ТВВ-220 + Т2-6-2

220

113,5

12,8

390

К-200-130, ТВВ-200

200

56,4

7,0

195

В К-100, ТВФ-100

100

40

9,0

137

Так как время перехода на естественную циркуляцию обычно не превышает трех минут, то режим аварийного расхолаживания будет обеспечен при условии, что устойчивость электродвигателей выбегающих механизмов сохранится.
Использование механического выбега не исключает (при благоприятном стечении обстоятельств) одновременного использования выбега теплового (кривая 1 на рис. 3-31). Действительно, при аварийном отключении генератора от системы происходит сброс нагрузки в пределе от номинальной до нагрузки потребителей собственных нужд (например, 5 % номинальной). Поскольку время закрытия регулирующих клапанов турбины 0,4 с, то под действием избыточного момента частота вращения увеличивается в соответствии с инерционной постойной Тh. После закрытия регулирующего клапана увеличение частоты вращения продолжается за счет расширения пара, отсеченного в рабочем объеме турбогенератора (Tj), а затем начинается механический выбег (т8 или т6).
Далее выбег может происходить двояко.
Если частота вращения турбогенератора превысила уставку автомата безопасности, то закрывается стопорный клапан турбины и происходит механический выбег (кривая 2 на рис. 3-31) в течение времени т5 с частоты вращения, составляющей (1,1-f-1,15) пн.
Если частота вращения турбогенератора не превысит уставку автомата безопасности, то стопорный клапан не закроется и, пока частота вращения превосходит номинальную, в течение времени т3 (кривая 1) происходит механический выбег с последующим открытием регулирующего клапана и переходом на тепловой выбег (т4), после которого вновь следует механический выбег (т6).
Методика расчета совместного выбега турбогенераторов с механизмами собственных нужд подробно рассмотрена в [67]. Там же приведены примеры применения этой методики для характерных случаев выбега.



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