Электрическая часть электростанций - Использование выбега турбогенераторов в режиме аварийного расхолаживания реактора АЭС

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.

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.