Классификация механизмов собственных нужд АЭС по надежности питания. Как показано в § 3-9, механизмы собственных нужд АЭС предъявляют гораздо более высокие требования к надежности электроснабжения, чем ответственные механизмы собственных нужд обычных ТЭС. Перерыв в питании некоторых электроприемников АЭС может привести к опасности для жизни, вредному влиянию на окружающую среду и повреждению основного оборудования. Для этой группы требуется уже три независимых источника питания, один из которых — аварийный — нормально не работает и автоматически подключается при плановом или аварийном отключении одного из двух основных источников.
Электроприемники собственных нужд АЗС целесообразно разделить на три группы по надежности питания (в пределах I категории по ПУЭ): I группа — потребители, не терпящие перерыва ни при каких режимах, включая полное исчезновение напряжения переменного тока от рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд, связанных с сетью энергосистемы, либо допускающие перерыв на доли секунды с последующим обязательным восстановлением питания и длительным надежным электроснабжением даже после срабатывания аварийной защиты реактора; II группа — потребители, допускающие перерыв в питании на время от десятков секунд до нескольких минут с последующим обязательным восстановлением питания после срабатывания аварийной защиты; III группа — потребители, предъявляющие к надежности питания такие же требования, как и ответственные потребители собственных нужд обычных ТЭС.
К потребителям I группы относятся системы контрольно-измерительных приборов и автоматики, приборы технологического контроля реактора и системы его управления и защиты, системы памяти и логики информационно-вычислительной машины блока, системы дозиметрии, часть аварийного освещения (на щитах управления с дежурным персоналом и в основных проходах станции), а также некоторые нагрузки, существующие и на ТЭС: оперативные цепи управления и сигнализации, аварийные маслонасосы турбины и уплотнения вала генератора.
К потребителям первой группы относятся и бессальниковые ГЦН с малыми маховыми массами.
При использовании ГЦН с большими маховыми массами, допускающими перерыв в питании на время действия АВР и на время отключения коротких замыканий в системе без срабатывания аварийной защиты и обеспечивающими отвод остаточных тепловыделений при аварийном расхолаживании до перехода на естественную циркуляцию, их можно отнести к потребителям III группы.
Другими мощными потребителями собственных нужд, которые в зависимости от технологической схемы АЭС и типа механизмов могут относиться к различным группам по надежности питания, являются питательные насосы. Если применены барабанные парогенераторы, то питательные насосы независимо от типа могут быть отнесены к III группе, а аварийные питательные насосы — ко И группе, так как запаса воды в парогенераторах достаточно для аварийного расхолаживания в течение нескольких минут. Если применены прямоточные парогенераторы без сброса давления в них при аварийном расхолаживании, то питательные насосы с малыми маховыми массами должны быть отнесены к I группе, а аварийные — ко II группе.
К потребителям II группы относятся механизмы, обеспечивающие расхолаживание реактора и основного технологического оборудования, останов турбогенератора, локализацию аварии в пределах герметичных помещений, вентиляцию реакторного отделения и спецкорпуса, аварийное освещение.
В эту группу входят следующие потребители: насосы аварийного охлаждения реактора, аварийные подпиточные насосы высокого давления, насосы системы борного регулирования, спринклерные насосы, рабочие маслонасосы турбин, насосы баков запаса обессоленной воды, насосы технической воды ответственных потребителей, а также вышеупомянутые аварийные питательные насосы и часть электронагревателей компенсаторов объема.
Для питания потребителей I и II групп предусматриваются специальные сети надежного питания, рассмотренные ниже.
К потребителям III группы относятся все остальные нагрузки собственных нужд, и схемы их питания не отличаются от аналогичных схем обычных ТЭС.
Рис. 3-28. Принципиальные схемы включения ГЦН с большими маховыми массами, сетей надежного питания при наличии трех систем безопасности, оперативного тока и питания потребителей системы управления и защиты (СУЗ)
1 — турбогенераторы блока; 2 — рабочие трансформаторы собственных нужд; 3 — резервный трансформатор собственных нужд; 4 — группы дизель-генераторов; 5 — секция надежного питания II группы; 6 — трансформаторы 6/0,4 кВ СУЗ; 7 — трансформаторы 6/0,4 кВ надежного питания; 5 — общсстанционный трансформатор 6/0,4 кВ; 9 — секции 0,4 кВ надежного питания группы; W, 11 — основные и вспомогательные выпрямители аккумуляторных батарей систем безопасности; 12 — выпрямители для батарей 24 В СУЗ; 13 — выпрямитель батареи 220 В СУЗ; 14 — выпрямитель общеблочной аккумуляторной батареи; 15 — секции надежного питания постоянного тока систем безопасности; 16, 17 — секции постоянного напряжения 24 и 220 В СУЗ; 18 — общеблочная секция постоянного тока; 19, 20, 21, 22 — аккумуляторные батареи систем безопасности, систем управления и защиты 24 и 220 В и общеблочная соответственно; 23, 24 — автономные инверторы системы безопасности и общеблочной системы; 25, 26 — секции надежного питания 0,4 кВ I группы систем безопасности и общеблочная секция; М двигатели 6 кВ сети надежного питания
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 во многом определяют не только схему собственных нужд и выбор источников питания, но и эксплуатационные характеристики АЭС в целом.
В частности, если ГЦН обладают инерцией, достаточной для предотвращения срабатывания аварийной защиты реактора при кратковременном (до 3 с) исчезновении или глубоком понижении напряжения на всех двигателях ГЦН или на части их, то такие, широко применяемые меры, как быстродействующее отключение коротких замыканий, АВР трансформаторов и механизмов собственных нужд, предотвращают остановку АЭС при авариях в электрической части. Даже длительная потеря питания части ГЦН (до половины их общего числа) не вызывает срабатывания аварийной защиты реактора, а требует лишь уменьшения его мощности.
На схеме присоединения электродвигателей ГЦН таких АЭС (рис. 3-28) это находит отражение в том, что они питаются как потребители III группы, не предъявляя в этом отношении требований более высоких, чем у питательных насосов ТЭС. Тем не менее даже при использовании ГЦН с большими маховыми массами именно они определяют число секций собственных нужд, 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 к. з. на этом присоединении. При такой аварии потребуется автоматическое снижение мощности реактора в соответствии со сниженным расходом теплоносителя, т. е. наполовину при двух секциях собственных нужд 6 кВ и на четверть при четырех секциях и четырех ГЦН. В отношении аварийного расхолаживания схемы собственных нужд с различным числом секций равноценны, поскольку переход на естественную циркуляцию возможен за счет одного механического выбега ГЦН с большими маховыми массами.
Свойства ядерных энергетических установок с малоинерционными ГЦН бессальникового типа в отношении устойчивости работы реактора при коротких замыканиях и аварийного расхолаживания хуже, а сами электродвигатели ГЦН требуют электроснабжения как потребители I группы.
Рис. 3-29. Принципиальная схема питания собственных нужд блока с водо-водяным энергетическим реактором при использовании ГЦН бессальникового типа 1 — турбогенераторы блока; 2 — вспомогательные генераторы собственных нужд; 3 — рабочие трансформаторы собственных нужд; 4 — пускорезервные трансформаторы с, и.; 5 — рабочий дизель-генератор; 6 - резервный дизель-генератор; 7 — общестанционный трансформатор 6/0,4 кВ; 8 — трансформатор СУЗ и компенсаторов объема; 9 — блочные трансформаторы 6/0,4 кВ; 10 — трансформаторы ОВК; 11 — трансформатор сети надежного питания; 12 — резервный трансформатор 6/0,4 кВ; 13 обратимые двигатели-генераторы; 14 — аккумуляторные батареи; 15 — сеть надежного питания II группы; 16 — то же I группы; ГЦН — главный циркуляционный насос; М - прочие двигатели 6 кВ
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 [38] в реакторе ВВЭР-440, работающем на номинальной мощности, при исчезновении напряжения или глубоком его понижении даже на 4 из 6 работающих ГЦН на время, большее 1 с, должна срабатывать аварийная защита реактора. Больше того, при аварийном обесточивании реактора, работавшего до этого на номинальной мощности, должно сохраниться питание (за счет энергии выбега турбогенераторов) не менее четырех ГЦН.
Если в этом случае будет применена схема, приведенная на рис. 3-29, то даже при к. з. на одной из секций собственных нужд 6 кВ теряется питание не более чем двух двигателей ГЦН, что позволяет сохранить реактор в работе.
Гораздо более тяжелые последствия в этой схеме может иметь трехфазное к. з. вблизи шин высокого напряжения АЭС, когда напряжение на секциях собственных нужд 6 кВ может понизиться до уровня 40 % номинального. Более удаленные к. з. на отходящих линиях, сопровождающиеся понижением напряжения на секциях собственных нужд 6 кВ до уровня ниже 60 %, также будут приводить к потере питания двигателей ГЦН, так как опрокидывание двигателей такого типа происходит при 58—62 % номинального напряжения. Постоянная инерции бессальниковых насосов очень мала (примерно
с), поэтому при перерыве питания более 1 с реактор нужно отключать аварийной защитой во избежание повреждения тепловыделяющих элементов.
Отключение к. з. в сетях 110 кВ и выше обеспечивается за время не более 0,2 с, и срабатывания аварийной защиты реактора не происходит. В случае отказа защиты или выключателя короткое замыкание отключается резервными защитами, время срабатывания которых может быть больше времени срабатывания основной защиты, что повлечет за собой срабатывание аварийной защиты (АЗ) реактора. Импульс на АЗ подается от специальных комплектов автоматики ГЦН. Одновременно с целью использования выбега турбогенераторов следует отключить блоки АЭС от системы, после чего восстанавливается напряжение на генераторах и начинается аварийное расхолаживание АЭС. При трехфазных к. з. вблизи шин высокого напряжения и отказе быстродействующей защиты может произойти нарушение устойчивости генераторов близлежащей станции с их последующей аварийной разгрузкой. При этом возможно разделение системы на несинхронно работающие части, при котором желательно сохранение реактора 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.
Схема, приведенная на рис. 3-28, не годится для рассматриваемого случая также и потому, что она не обеспечивает при аварийном расхолаживании сохранения в работе необходимого числа ГЦН: четырех из шести. Действительно, если к. з. в генераторе, шинопроводе или рабочем трансформаторе собственных нужд приведет к системной аварии и режиму аварийного расхолаживания, на выбеге останутся только три ГЦН вместо четырех, что недопустимо. Схема с увеличенным числом секций собственных нужд 6 кВ и независимым источником питания, в которой третий рабочий трансформатор собственных нужд питается от специально выделенного агрегата на ближайшей ГЭС или ТЭС, лучше, однако и здесь возможно аварийное отключение реактора при коротких замыканиях в системе.
Предотвратить срабатывание аварийной защиты реактора, оборудованного бессальниковыми ГЦН, удается за счет увеличения числа независимых источников питания. На рис. 3-29 приведена схема питания ГЦН, в которой использованы вспомогательные синхронные генераторы собственных нужд (ВСГ) на одном валу с главными турбогенераторами, в результате чего число независимых источников увеличено до трех. В нормальных условиях выключатели между секциями 1А и 1В, а также 2А и 2В разомкнуты, а при к. з. в системе подключенные к секциям 1В и 2В четыре ГЦН из шести продолжают работать при номинальном напряжении, что достаточно для устойчивой работы реактора. Схема на рис. 3-29 обеспечивает при аварийном расхолаживании пять ГЦН на выбеге из шести, даже если такой режим сопровождается повреждением одного из турбогенераторов блока и невозможностью использовать его выбег для электроснабжения ГЦН, питающегося от рабочего трансформатора собственных нужд поврежденного турбогенератора.
Обеспечивая требуемое число ГЦН на выбеге, схема с ВСГ обладает и существенными недостатками, поскольку появляется на одном валу двойной комплект генераторов, возбудителей, требуются переделки в стандартных машинах, 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), он отключается от своей секции 1В, а ГЦН этой секции питаются через секционный выключатель от секции 1А. Поскольку при этом от одного рабочего трансформатора опять получили бы питание три ГЦН, что недопустимо из соображений обеспечения на выбеге не менее четырех ГЦН, приходится с помощью показанной на рис. 3-29 перемычки переключать ГЦН секции 1Б1 на секцию 2Б1, и тогда от одного независимого источника (системы) будут питаться четыре ГЦН и от другого (ВСГ) — два ГЦН. При аварийном расхолаживании, так как 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, на выбеге будет четыре ГЦН из шести, что допустимо по условиям работы реактора ВВЭР-440.
Таким образом, если реактор допускает режим аварийного расхолаживания с выбегом половины (или менее) общего числа ГЦН, то для их электроснабжения может быть выбрана обычная схема в соответствии с рис. 3-28 при условии, что на блоках имеется не менее двух турбогенераторов. При невыполнении этого условия приходится переходить на схему, приведенную на рис. 3-29.
В общем случае, если на выбеге в режиме аварийного расхолаживания допустима потеря 1 In общего числа ГЦН, то для составления надежной схемы питания целесообразно иметь п турбогенераторов на блок, включая и ВСГ.
Схема с ВСГ обеспечивает 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 с неработающими турбогенераторами или при работе на пускорезервном трансформаторе до перехода на ВСГ и рабочие трансформаторы собственных нужд В этом случае приходится ограничивать мощность реактора, чтобы переход на естественную циркуляцию теплоносителя проходил без выбега при допустимых температурах в тепловыделяющих элементах.
Из проведенного 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, один из агрегатов которой можно выделить для питания одного из рабочих трансформаторов собственных нужд АЭС.
Существует следующий путь отказа от применения в схемах с, и. АЭС вспомогательных синхронных генераторов: переход от бессальниковых ГЦН на насосы с большими маховыми массами; в случае сохранения бессальниковых ГЦН такое изменение конструкции реактора, чтобы он допускал кратковременное (до 1— 2 с) исчезновение напряжения на всех электродвигателях ГЦН без срабатывания аварийной защиты, а режим аварийного расхолаживания мог проходить с использованием выбега половины всех ГЦН.
Рис. 3-30. Схемы включения ГЦН и сетей надежного питания блока с быстрым энергетическим реактором 1 - турбогенераторы блока; 2 — рабочие трансформаторы собственных нужд; 3 — резервный трансформатор собственных нужд; 4, 5 — резервный и ремонтный дизель-генераторы; 6 — рабочие дизель-генераторы; 7 — дизель-генераторы для привода АПН; 8 — секции 6 кВ надежного питания II группы; 9 — секции надежного питания АПН; 10 - трансформаторы 6/0,4 кВ надежного питания; 11 — секции 0,4 кВ надежного питания II группы; 12 — тиристорные прерыватели; 13 — вспомогательные выпрямители; 14 — секции 0,4 кВ надежного питания I группы; 15 — секции надежного питания постоянного тока; 16 — рабочие обратимые двигатели-генераторы; 17 — автономные инверторы; 18 — щиты бесперебойного питания 0,4 кВ I группы; 19 — блочные аккумуляторные батареи; 20 — резервный обратимый двигатель-генератор; ГЦН1, ГЦН11 — главные циркуляционные насосы первого и второго контуров; АПН — аварийный питательный насос; М - двигатели 6 кВ надежного питания II группы
Питание потребителей собственных нужд от БСГ широко практиковалось на начальных этапах развития обычных ТЭС и впоследствии было отвергнуто ввиду неэкономичности и низкой надежности схемы. В отличие от ТЭС применение ВСГ на АЭС диктуется необходимостью увеличения числа независимых источников питания.
Схемы включения главных циркуляционных насосов АЭС на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем имеют некоторые особенности (рис. 3-30), вытекающие из наличия промежуточного контура (ГЦН1 и ГЦН11) и плавного регулирования производительности, например, с помощью асинхронных электродвигателей, работающих в схеме асинхронно-вентильного каскада. В режиме аварийного расхолаживания с обесточиванием обычно требуется сохранение в работе всех ГЦН на пониженной частоте вращения с питанием от дизель-генераторов. Это можно обеспечить, если главные циркуляционные насосы присоединить к секциям надежного питания (рис. 3-30), а остальные секции оставить свободными от ГЦН. В схемах на рис. 3-28 и 3-29 имеет место обратная картина.
Выбор места присоединения ответвления к рабочим трансформаторам собственных нужд блоков. Как и в схемах питания собственных нужд ТЭС, на АЭС всех типов основным источником питания механизмов собственных нужд являются рабочие трансформаторы, присоединяемые в виде ответвлений к выводам блоков генератор — трансформатор в соответствии со схемами, приведенными на рис. 3-10, 3-28—3-30. При двух турбогенераторах на реактор может оказаться целесообразным их объединение по электрической части в пределах одного реакторного блока с установкой генераторных выключателей (см. рис. 3-10). На ТЭС при наличии выключателей в цепи генератора ответвление обычно присоединяется между выключателем и трансформатором блока из соображений уменьшения числа коммутаций при пуске и остановке. На АЭС может оказаться целесообразным присоединять ответвление так, как показано штриховой линией на рис. 3-10.
На решение этого вопроса большое влияние оказывают маховые массы ГЦН и необходимость использования выбега турбогенераторов для режима аварийного расхолаживания.
Если применены малоинерционные ГЦН, требующие использования выбега турбогенераторов в режиме аварийного расхолаживания, но включенные по схеме, аналогичной схеме на рис. 3-28, то присоединять ответвление можно только так, как показано штриховой линией на рис. 3-10, бив, или использовать схему рис. 3-10, г. Это объясняется тем, что при повреждении любого из трансформаторов блока, рабочих трансформаторов собственных нужд, генераторных выключателей или выключателя высшего напряжения в цепи объединенного блока произойдет гашение поля обеих машин и при следующем аварийном расхолаживании на выбеге не останется ни одного ГЦН.
При использовании в схемах питания малоинерционных ГЦН вспомогательных синхронных генераторов (рис. 3-29) присоединение ответвления возможно по двум вариантам. Если при этом резервный трансформатор собственных нужд питается от электрически удаленной от шин АЭС точки, то ответвление выгоднее подключать между выключателями и трансформатором. Если применены ГЦН с большими маховыми массами и в режиме аварийного расхолаживания выбег турбогенераторов блока не используется, то ответвление следует присоединять так, как показано сплошной линией на рис. 3-10, б и в, т. е. между генераторным выключателем и трансформатором.
Если применены ГЦН с большой маховой массой, но в режиме аварийного расхолаживания необходим их совместный выбег с турбогенераторами, то для мощных блоков вместо схемы с вспомогательным генератором целесообразно применить схему, приведенную на рис. 3-10, г, т. е. с двумя последовательно включенными генераторными выключателями и с присоединением ответвления между ними. В этой схеме коммутации при нормальных пусках и остановах будут осуществляться нижними генераторными выключателями, а обеспечение совместно выбега ГЦН с генераторами при авариях электротехнического оборудования объединенного блока — верхними.
Особенности резервирования трансформаторов собственных нужд АЭС. Питание потребителей собственных нужд АЭС необходимо резервировать, чтобы оно не нарушалось при отключении рабочих вводов, при выводе рабочих трансформаторов собственных нужд в ремонт. При отсутствии выключателей в цепи генераторов блока или подключении ответвления на собственных нужд между генератором и выключателем резервный трансформатор обеспечивает питание собственных нужд при пусках и остановах блока, являясь пускорезервным. Возможные места включения резервных трансформаторов зависят от главной схемы электрических соединений АЭС и регламентированы [48].
Резервный трансформатор собственных нужд присоединяется к сборным шинам распределительного устройства низшего из повышенных напряжений при условии, что эти шины могут получать питание от внешней сети при остановке генераторов станции. Резервный трансформатор может присоединяться к посторонним источникам питания, расположенным вблизи АЭС (сетевая подстанция или другая электростанция), с проверкой обеспеченности самозапуска электродвигателей собственных нужд В качестве источника резервного питания собственных нужд рекомендуется использовать также третичную обмотку автотрансформаторов связи, если обеспечиваются:
а) допустимые колебания напряжения на шинах РУ собственных нужд при регулировании напряжения автотрансформатора;
б) допустимое по условию самозапуска электродвигателей суммарное реактивное сопротивление автотрансформатора и резервного трансформатора собственных нужд.
Допускается присоединение резервного трансформатора собственных нужд и к обмотке среднего напряжения автотрансформатора с установкой на ответвлении к резервному трансформатору отдельного выключателя.
Резервные трансформаторы собственных нужд АЭС, как правило, должны присоединяться к разным источникам питания: РУ разных напряжений, разным секциям сборных шин РУ одного напряжения, третичным обмоткам автотрансформаторов, к обмотке среднего напряжения автотрансформатора и т. д.
При двух подключенных резервных трансформаторах должно быть обеспечено сохранение в работе одного из них при повреждении любого из элементов главной схемы электрических соединений.
Число резервных трансформаторов собственных нужд принимается [48 3:
а) при отсутствии генераторных выключателей — один резервный трансформатор собственных нужд при числе блоков генератор — трансформатор один или два; два резервных трансформатора собственных нужд — при числе блоков генератор — трансформатор от трех до шести включительно; два резервных трансформатора собственных нужд, присоединенных к источнику питания, и один резервный трансформатор генераторного напряжения, не присоединенный к источнику питания, но установленный на фундаменте и готовый к перекатке, — при числе блоков генератор — трансформатор семь и более;
б) при наличии генераторных выключателей в цепи каждого блока АЭС — один резервный трансформатор, присоединенный к источнику питания при числе блоков генератор — трансформатор один или два; один резервный трансформатор, присоединенный к источнику питания, и один резервный трансформатор генераторного напряжения, не присоединенный к источнику питания, но установленный на фундаменте и готовый к перекатке, — при числе блоков генератор — трансформатор три и более;
в) при установке на АЭС части блоков генератор — трансформатор без генераторных выключателей, а другой части с генераторными выключателями число резервных трансформаторов определяется для общего числа блоков согласно изложенному в пункте «а».
Магистрали резервного питания собственных нужд 6 кВ секционируются выключателями при одном резервном трансформаторе собственных нужд — через 3—4 блока генератор — трансформатор, а при двух резервных трансформаторах, присоединенных к источникам питания, — через каждые 2—3 блока. На стороне низшего напряжения резервных трансформаторов собственных нужд устанавливаются выключатели.
Суммарная мощность резервных трансформаторов собственных нужд на АЭС должна обеспечивать замену рабочего трансформатора одного блока генератор — трансформатор и одновременно пуск или останов реакторного блока.
При наличии выключателей между генераторами и повышающими трансформаторами, в том числе и при спаренных блоках генератор — трансформатор, мощность резервного трансформатора собственных нужд должна обеспечивать останов реакторного блока. При этом для реакторов с одним блоком генератор — трансформатор и генераторными выключателями мощность резервного трансформатора, как правило, принимается равной мощности рабочего трансформатора собственных нужд одного блока.
Сети и источники надежного питания АЭС. Наличие на АЭС механизмов собственных нужд, к которым предъявляются более высокие, чем на ТЭС, требования в отношении надежности питания, приводит к созданию специальных сетей и источников надежного питания.
Часть потребителей II группы и почти все потребители I группы на напряжении 380 В, 50 Гц работают и в нормальном режиме, они выделены на эти сети повышенной надежности потому, что от их бесперебойной работы зависит безопасность эксплуатации АЭС и сохранность дорогостоящего оборудования. Вместе с тем при аварийном обесточивании нагрузка на сеть надежного питания II группы возрастает по сравнению с нормальным режимом за счет включения в работу электродвигателей специальных аварийных механизмов (аварийные питательные насосы, аварийные насосы технической воды), вместо которых в нормальном режиме работают гораздо более мощные рабочие электродвигатели и механизмы (питательные насосы, насосы технической воды), но не подключенные к сети надежного питания. Нагрузка сети 11 группы возрастает также из-за ввода в работу при аварийном расхолаживании механизмов и систем, которые при нормальной работе блока не функционируют: механизмов системы аварийного охлаждения активной зоны и локализации аварии (рис. 3-27), валоповоротного устройства, резервного маслонасоса турбогенератора, конденсатного насоса технологического конденсатора и т. д.
В соответствии с основной концепцией безопасности эксплуатации АЭС с водо-водяными энергетическими реакторами, принятой в нашей стране и в некоторых зарубежных странах, на каждый реакторный блок предусматриваются три полностью независимые автономные системы безопасности (см, рис. 3-27), каждая из которых способна осуществить аварийное расхолаживание и локализацию аварии. Независимость трех систем безопасности выдерживается по технологической, электрической части и по цепям управления. В соответствии с этим на каждый реакторный блок имеется три автономные системы надежного питания на напряжения 6; 0,4 и 0,22 кВ постоянного тока, включающие в себя автономные источники (дизель-генераторы и аккумуляторные батареи), преобразователи напряжения и распределительные устройства (рис. 3-28).
Вне зависимости от того, выполняется ли реакторный блок с одним или с двумя турбогенераторами, в системе собственных нужд выделяются три секции 6 кВ надежного питания II группы. К этим секциям подключаются мощные механизмы, требующие надежного питания, трансформаторы надежного питания 6/0,4 кВ и дизель-генераторы. Как в нормальном режиме, так и во всех аварийных режимах работы АЭС, не сопровождающихся обесточиванием, основным источником электроснабжения сетей надежного питания I и II групп являются рабочие трансформаторы собственных нужд и трансформаторы надежного питания 6/0,4 кВ, а резервным источником — пускорезервные трансформаторы блоков.
В нормальном режиме эксплуатации секции 6 кВ второй группы получают питание от соседних секций рабочего трансформатора собственных нужд через два последовательно включенных секционных выключателя. Дизель-генераторы в режимах, не сопровождающихся аварийным обесточиванием, не работают, но благодаря вспомогательным механизмам обеспечивается их постоянная готовность к пуску: системы охлаждения, смазки и подачи топлива поддерживаются в прогретом состоянии. В настоящее время можно с уверенностью рассчитывать на прием нагрузки дизель-генераторами с автоматическим пуском через 30 с от момента пуска при мощности дизель-генератора до 2 МВт и через 3 мин — при мощности 5 МВт. Ведутся работы по сокращению этого времени, что особенно существенно для дизелей мощностью более 100 МВт.
Между тремя секциями надежного питания 6 кВ и тремя группами дизель-генераторов не предусмотрено взаимного резервирования, так как каждая из автономных секций по мощности подключенных к ней дизель-генераторов и составу механизмов способна осуществить локализацию аварии и аварийное расхолаживание самостоятельно. Ввод питания от резервных магистралей 6 кВ непосредственно на секции II группы также не предусмотрен.
При аварии как с аварийным обесточиванием, так и без него команда на запуск подается одновременно на все группы дизель-генераторов. Обязательным условием включения генератора дизеля на секцию падежного питания 6 кВ является предварительное надежное отключение ее от обесточенной или поврежденной рабочей секции. Два последовательно включенных секционных выключателя гарантируют успешность отделения от энергосистемы для автономной работы даже при отказе одного из секционных выключателей.
После включения дизель-генератора любая из секций готова к принятию нагрузки и участию в аварийном расхолаживании. Для электроснабжения нагрузки каждой секции может использоваться один дизель-генератор или группа из нескольких, например двух, машин. В последнем случае они включаются на секции с соблюдением условий синхронизации и имеют устройства для принудительного распределения нагрузки между агрегатами в стационарном состоянии. Использование нескольких параллельно работающих агрегатов нежелательно; потребность в этом возникает главным образом при отсутствии мощного дизель- генератора с малым временем пуска.
Основными расчетными режимами для каждой из трех систем безопасности являются: а) обесточивание без аварии технологического оборудования; б) обесточивание с малой течью в первом контуре, компенсируемой системой подпитки; в) обесточивание с большой течью в первом контуре, не компенсируемой системой подпитки (максимальная авария); г) обесточивание с разрывом паропровода второго контура.
Ввиду соизмеримости мощности нагрузки и дизель-генератора включение электродвигателей механизмов производится ступенями; последовательность и интервалы времени определяются технологической частью. Для каждого из расчетных режимов существует своя аварийная программа автоматического ступенчатого пуска.
Авария в технологической части АЭС может возникнуть одновременно с обесточиванием, раньше его или спустя несколько минут после обесточивания. В первом и втором случаях после запуска дизель-генераторов происходит запуск механизмов по аварийным программам автоматического ступенчатого пуска (варианты «б», «в», «г»). В третьем случае ряд механизмов уже включен по программе варианта «а», она прекращает свое действие и происходит переход на программу «б», «в» или «г».
С учетом возможности необнаружения аварии в технологической части одной из систем безопасности рекомендуется при исчезновении напряжения для повышения безопасности запускать не менее двух дизель-генераторов на блок.
Потребители II группы на напряжении 0,4 кВ получают питание через трансформаторы надежного питания 6/0,4 кВ секций 6 кВ II группы.
Питание потребителей 0,4 кВ I группы может осуществляться по-разному. На рис. 3-28 изображен вариант автономных инверторов, подключенных к щиту постоянного тока. В нормальном режиме выпрямители, питающиеся от секций 0,4 кВ II группы, обеспечивают подзаряд аккумуляторных батарей каждой из систем безопасности и питание через автономные инверторы нагрузки 0,4 кВ I группы.
При аварийном обесточивании или повреждении в системе собственных нужд, включая сеть 0,4 кВ II группы, питание потребителей 0,4 кВ
группы продолжается от аккумуляторной батареи через автономный инвертор. Выпрямители обеспечивают отсутствие прямой электрической связи щита постоянного тока с сетью 0,4 кВ группы.
Автономный инвертор представляет собой тиристорный статический необратимый преобразователь постоянного тока в переменный промышленной частоты и снабжен автоматическим регулятором напряжения.
Достоинством такого способа электроснабжения потребителей 0,4 кВ I группы является отсутствие перерыва в их питании даже на доли секунды. Недостаток состоит в том, что выпрямители и инверторы должны быть рассчитаны на полную мощность нагрузки 0,4 кВ I группы в длительном режиме; потери энергии при последовательном выпрямлении и инвертировании также возрастают. При обесточивании выпрямители отключаются от щита постоянного тока, но эти коммутации могут осуществляться выключателем обычного исполнения.
Таким образом, в схеме на рис. 3-28 на каждый блок устанавливаются три группы дизель-генераторов, три комплекта выпрямителей и инверторов и три аккумуляторные батареи систем безопасности. Каждая батарея работает на свой щит постоянного тока. Взаимных связей между щитами не предусмотрено.
После запуска дизель-генераторов и восстановления питания на секциях II группы 0,4 кВ выпрямители включаются на щиты постоянного тока, обеспечивая подзаряд батареи и питание через инвертор потребителей 0,4 кВ I группы. Границы электрической части каждой из систем безопасности показаны на рис. 3-28 штриховой линией.
Для облегчения поиска места замыкания на землю в сети постоянного тока щиты аккумуляторных батарей разделены на две секции. Для питания нагрузки секции, отделяемой при поиске места замыкания, используется вспомогательный выпрямитель меньшей мощности. Аккумуляторные батареи систем безопасности работают в режиме постоянного подзаряда. Длительность работы батареи в режиме разряда малая, определяется временем запуска дизель-генератора. Поэтому батареи не подвергаются глубоким разрядам и не снабжаются элементным коммутатором.
Распределительные устройства надежного питания трех систем располагаются в разных помещениях и отделены от остальных распределительных устройств собственных нужд Для каждой из трех систем прокладываются самостоятельные кабельные трассы, разделенные огнестойкими перегородками. Дизель-генераторы каждой из аварийных систем также размещены в самостоятельных отсеках с пожароустойчивыми (в течение 1,5 ч) перегородками. В разных
помещениях скомпонованы и аккумуляторные батареи трех систем.
Помимо потребителей систем безопасности, на АЭС имеются общеблочные потребители I группы. Для их надежного питания на каждый реакторный блок предусматривается не связанный с системами безопасности общеблочный комплекс источников питания (рис. 3-28). В него входят: аккумуляторная батарея напряжением 220 В из 130 элементов с коммутатором, выпрямительное устройство, питающееся от общестанционной секции 0,4 кВ данного блока, автономный инвертор, питающий секцию 0,4 кВ I группы общеблочных нагрузок, в состав которых входит и вычислительный комплекс.
Общеблочные аккумуляторные батареи разных блоков связываются между собой общей сетью взаиморезервирования. Общеблочная секция 0,4 кВ I группы имеет АВР через быстродействующий тиристорный выключатель от одной из секций 0,4 кВ собственных нужд, не относящейся к системам безопасности.
Помимо перечисленных трех аккумуляторных батарей систем безопасности и одной общеблочной батареи, на каждый реакторный блок устанавливается еще одна батарея напряжением 220 В для питания силовых цепей системы управления и защиты реактора и несколько аккумуляторных батарей напряжением 24 В для цепей управления СУЗ. Все эти батареи снабжены выпрямительными устройствами, подключенными к общестанционным секциям 0,4 кВ и секциям надежного питания 0,4 кВ соответственно (рис. 3-28).
Из рассмотрения рис. 3-28 следует, что создание надежной системы аварийного расхолаживания и локализации так называемой максимальной аварии требует значительных затрат и разветвленных сетей надежного питания. Для сравнения на рис. 3-29 приведена схема питания собственных нужд, включая и сети надежного питания, выполнявшаяся на блоках с водо-водяными реакторами до того, как в качестве расчетной аварии был принят разрыв циркуляционного трубопровода в неотключаемой части петли. На каждый реакторный блок предусматривается один рабочий дизель-генератор и на два блока — один резервный. Схема на рис. 3-29 характеризуется наличием перемычек, позволяющих подключить любой из двух дизель-генераторов к обеим секциям надежного питания 6 кВ, любую из двух секций 0,4 кВ II группы к рабочему трансформатору надежного питания 6/0,4 кВ и любой из двух рабочих дизель-генераторов к обеим секциям 0,4 кВ I группы. Используется один рабочий трансформатор надежного питания, но в режиме аварийного обесточивания он резервируется с кратностью 2. Мощные двигатели 6 кВ, участвующие в аварийном расхолаживании, могут иметь фиксированное присоединение к секциям надежного питания 6 кВ.
Все потребители надежного питания на напряжении 0,4 кВ дублируются; желательно дублирование также мощных механизмов с электродвигателями 6 кВ, подключенных к секциям 6 кВ II группы и участвующих в аварийном расхолаживании (например, аварийного питательного насоса).
Оба дизеля, рабочий и резервный, в схеме на рис. 3-29 пускаются по импульсу исчезновения напряжения, и если пуск завершится успешно, рабочий дизель может быть подключен к обеим секциям (1Б2 и 2Б2), а резервный дизель остановлен. В случае неуспешного пуска одного из дизель-генераторов обе секции (1Б2 и 2Б2) будут получать питание по перемычкам от оставшегося в работе другого дизель-генератора и никаких переключений потребителей не потребуется. При этом трансформатор надежного питания 6/0,4 кВ резервируется общим резервным трансформатором от секции 6 кВ II группы своего (штриховая линия) или соседнего блока.
Через трансформатор надежного питания 6/0,4 кВ получают питание секции 0,4 кВ II группы и связанные с ними с помощью автоматических выключателей секции 0,4 кВ I группы. От секций 0,4 кВ II группы происходит электроснабжение работающих в нормальном режиме потребителей II группы, а от секций 0,4 кВ I группы питаются ее потребители на переменном токе и обратимые двигатель-генераторы, состоящие из соединенных на одном валу машины постоянного тока и синхронной машины. В нормальном режиме синхронная машина, работая в режиме двигателя, вращает машину постоянного тока, работающую в генераторном режиме параллельно с соответствующей аккумуляторной батареей и обеспечивающую нагрузку щита постоянного тока и необходимый подзаряд батареи.
Дизель-генераторы в режимах, не сопровождающихся аварийным обесточиванием, не работают.
При исчезновении переменного напряжения 0,4 кВ на секциях I группы (по любой причине) эти секции отделяются от секций 4 кВ II группы и обратимый двигатель-генератор меняет режим работы: машина постоянного тока переходит в режим двигателя с питанием от аккумуляторной батареи, а синхронная — в режим генератора, обеспечивая питание потребителей 0,4 кВ I группы. Перерыв в питаний потребителей 0,4 кВ I группы определяется временем отключения секционного выключателя. Для уменьшения времени нарушения электроснабжения потребителей 0,4 кВ I группы последовательно с секционными воздушными автоматами можно включить тиристорный прерыватель, время отключения которого не превышает 20 мс.
Напряжение на секциях 0,4 кВ I группы поддерживается автоматическим регулятором синхронной машины. Наряду с двумя рабочими двигатель-генераторами, играющими одновременно и роль зарядных агрегатов, имеется также резервный (на схемах не показан), нормально отключенный, но автоматически вступающий в работу при повреждении рабочего двигатель-генератора или исчезновении напряжения на секции 0,4 кВ любого рабочего двигатель-генератора.
При аварийном обесточивании автоматически пускаются дизель-генераторы, подключенные к секциям надежного питания
группы и участвующие в аварийном расхолаживании. При этом функционируют лишь автономные сети, границы которых обозначены штриховой линией на рис. 3-29.
Недостатком схемы на рис. 3-29 является электрическая связь между секциями надежного питания, а следовательно, опасность потери обеих секций, например при к. з. на одной из секций и неуспешном ее отключении.
Вместо обратимых двигатель-генераторов могут использоваться статические преобразователи, работающие в выпрямительном режиме при нормальных условиях и автоматически переходящие в инверторный режим при обесточивании.
Питание потребителей 0,4 кВ I группы в нормальном режиме от секции надежного питания 0,4 кВ II группы через тиристорный прерыватель более экономично по сравнению с питанием через инвертор от щита постоянного тока, но связано с кратковременным нарушением электроснабжения.
На рис. 3-30 показана схема сети надежного питания I группы с подключением потребителей, для которых вообще не допускается перерыв в питании, к щиту бесперебойного питания через автономный инвертор, получающий энергию от аккумуляторной батареи. Для большей части потребителей 0,4 кВ I группы допускается перерыв в питании на несколько периодов промышленной частоты; они связаны с сетью 0,4 кВ II группы через тиристорный прерыватель. Как и в схеме на рис. 3-29, для облегчения поиска места замыкания на землю щит постоянного тока секционирован и использован вспомогательный выпрямитель в дополнение к обратному статическому или электромагнитному преобразователю.
Организация трех самостоятельных систем безопасности с независимыми технологическими и электрическими системами начата для водо-водяных энергетических реакторов и связана с глубокой увязкой электрической и технологической частей АЭС.
Для АЭС с реакторами других типов переход на такую систему может встретить серьезные трудности из-за невозможности без глубоких изменений в технологической части осуществить аварийное расхолаживание от одной (любой из трех) секции надежного питания 6 кВ пусть даже при неограниченной мощности подключенных к ней дизель-генераторов или газотурбинных установок.
В виде примера на рис. 3-30 показана схема сетей надежного питания блока с реактором на быстрых нейтронах. Особенностью такого реактора является необходимость участия главных циркуляционных насосов первого и второго контуров (с работой на пониженной частоте вращения) и ряда мощных механизмов, обеспечивающих чистоту и температурный режим натриевого теплоносителя, в аварийном расхолаживании. При трех турбогенераторах на реактор и трех циркуляционных петлях это можно осуществить с помощью пяти рабочих дизель-генераторов, запускаемых при аварийном обесточивании. Поскольку для расхолаживания требуется работа механизмов, подключенных ко всем пяти секциям, пришлось установить резервный дизель-генератор на случай незапуска одного из пяти рабочих и один ремонтный — для замены любого из ремонтируемых агрегатов и для того, чтобы не остаться без резерва. Рабочие дизель-генераторы могут подключаться только к своим секциям надежного питания 6 кВ, а резервный и ремонтный — к любой из пяти секций.
В реакторах на быстрых нейтронах могут использоваться прямоточные парогенераторы, и аварийные питательные насосы должны вступать в производительную работу как можно скорее. Для них недопустим перерыв в подаче питательной воды даже на время 30 с, которое требуется для запуска дизель-генераторов средней мощности (2 МВт), используемых для привода ГЦН1 и ГЦНII в режиме обесточивания. Поэтому на каждый аварийный питательный насос необходимо установить по дизель-генератору меньшей мощности с малым временем пуска. Секции надежного питания 6 кВ аварийных питательных насосов связаны с основными секциями надежного питания 6 кВ двумя последовательно соединенными выключателями.
Из-за большой нагрузки систем аварийного расхолаживания и локализации аварии аналогичное положение возникает и в блоках с реакторами типа РБМК. Здесь на каждый блок приходится выделять несколько секций надежного питания 6 кВ с подключением к ним дизель-генераторов с автоматическим пуском предельной единичной мощности (например, 5 МВт). Как и в схеме на рис. 3-30, в дополнение к рабочим дизель-генераторам приходится на каждый блок устанавливать по одному резервному и одному ремонтному. Дополнительный скрытый резерв заключается и в том, что режим аварийного расхолаживания можно пройти с увеличением риска повреждения оборудования при неполном числе включившихся секций надежного питания 6 кВ.
Для осуществления трех систем безопасности на блоках с быстронейтронными и канальными реакторами требуется не просто увеличение числа автономных источников питания соответствующих секций, сетей и систем оперативного тока, но и изменение в технологических схемах.
