Что такое гцн на аэс
Главные циркуляционные насосы
Главные циркуляционные насосы предназначены для отвода тепла от активной зоны реактора и передачи его воде второго контура в барабанах-сепараторах (одноконтурные АЭС с реактором РБМК) и в парогенераторах (двухконтурные АЭС с реакторами ВВЭР). В качестве ГЦН на АЭС с водным теплоносителем применяются насосы с уплотнением вала и выносным электродвигателем. На рис. 2.2 представлена конструкция главного циркуляционного насосного агрегата вертикального исполнения для двухконтурной АЭС с реакторами типа ВВЭР [2, 3]. Электродвигатель 4 расположен над насосом 1 на цилиндрической раме 2. Роторы насоса и электродвигателя соединены зубчатой муфтой 3. Агрегат комплектуется внешней системой подачи воды на нижний опорный подшипник и на уплотнение вала насоса, а также индивидуальной маслоустановкой для опорно-упорных подшипников роторов насоса и электродвигателя.
Насос консольный, одноступенчатый (рис. 2.3). Проточная часть состоит из подвода, выполненного в виде 90°-ного колена (на рисунке не показан) и прямолинейного участка 1, рабочего колеса 2 одностороннего входа, консольно расположенного на валу 5, и направляющего аппарата 3, состоящего из нескольких частей и крепящегося к сферическому корпусу 4 насоса.
Рис. 2.2. Главный циркуляционный насосный агрегат двухконтурной АЭС с реактором ВВЭР-1000
Рис. 2.3. ГЦН двухконтурной АЭС с реактором ВВЭР-1000
В верхней части корпуса устанавливается крышка 6, в которой размещается система уплотнения 7 вала и нижний опорный подшипник 10. Система уплотнения вала 7 насоса состоит из нескольких ступеней механических торцовых уплотнений, к которым от внешней системы подается чистая холодная запирающая вода с давлением, превышающим давление теплоносителя первого контура.
Опоры ротора насоса — подшипники скольжения. Нижний опорный гидродинамический подшипник 10 работает на холодном теплоносителе. Верхний опорно-упорный гидродинамический подшипник 8 работает на масле от индивидуальной маслоустановки.
Между опорно-упорным подшипником и системой уплотнения вала расположена жесткая соединительная муфта 9 с проставкой, позволяющей производить замену узла уплотнения без демонтажа электродвигателя. Насос лапами 11 опирается на фундамент через подвижные шаровые опоры, обеспечивающие перемещение насоса при температурных изменениях размеров трубопроводов в процессе разогрева и расхолаживания.
В качестве ГЦН одноконтурных АЭС с реакторами типа РБМК-1000 и РБМК-1500 используются вертикальные насосы ЦВН-8 (рис. 2.4). Электродвигатель 4 насоса 1 крепится на цилиндрической раме 3. Роторы электродвигателя и насоса соединены эластичной муфтой 2 [3]. Насос ЦВН-8 комплектуется внешними системами разгрузки ротора насоса от осевых сил, питания гидростатического подшипника насоса и уплотнения вала, а также индивидуальной маслоустановкой для опорно-упорных подшипников роторов насоса и электродвигателя.
Насос консольный, одноступенчатый (рис. 2.5). Проточная часть насоса состоит из прямолинейного конфузорного подвода 1, центробежного рабочего колеса 4 с односторонним входом, направляющего аппарата 3, крепящегося к крышке 5, и корпуса 2 насоса с входным и напорным патрубками. Крышка насоса крепится к корпусу нажимным фланцем 7 и уплотняется прокладкой 6 трапецеидальной формы. В горловине 10 крышки располагается нижний гидростатический подшипник 8 вала 9 насоса, работающий на теплоносителе. Уплотнение 11 вала насоса — двойное торцовое механическое с подачей к нему запирающей чистой холодной воды с давлением, превышающим давление в контуре. Верхний опорно-упорный подшипник 12 ротора насоса работает на масле от индивидуальной маслоустановки. Опорный подшипник втулочного типа, а упорный — сегментный, типа «Кингсбери».
бетонном перекрытии выполняется таким образом, что корпус с напорным и входным патрубками расположен ниже перекрытия. Насос опирается на фундаментную раму 14 и крепится к ней нажимным кольцом 13.
Основные параметры ГЦН АЭС с водным теплоносителем приведены в табл. 2.3.
Содержание материала
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 в насосах с контролируемыми протечками для водяного теплоносителя. Чтобы увеличить время выбега в режимах аварийного обесточивания, можно либо увеличить маховые массы насосного агрегата, либо использовать энергию выбегающего синхронного генератора.
Из вспомогательных систем питания от аккумуляторной батареи требуют лишь аварийный маслонасос системы смазки подшипников насоса и электродвигателя и аварийный маслонасос уплотнения вала 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 можно применять электромагнитные насосы. 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 могут быть выполнены только на постоянном токе. Насосы этого типа могут использоваться в качестве главных циркуляционных насосов первого и второго контуров АЭС. Насосы постоянного тока требуют для питания источников с большим током и малым напряжением. В случае мощных насосов выпрямительные установки для этих целей малопригодны, так как они получаются громоздкими и с малым к. п. д. Более подходящими в этом случае являются униполярные генераторы.
При небольших производительностях от 0,5 до 150 м3/ч, давлении до 6 бар и температуре до 680° С для перекачки жидкого натрия и его сплавов с калием разработана серия спиральных индукционных насосов [15], в магнитопроводе которых используются статорные листы стандартных асинхронных двигателей. Такие насосы широко используются во вспомогательных системах (перекачивающих, подпиточных, в контуре очистки).
Основным достоинством электромагнитных насосов всех типов является возможность полной герметичности конструкции без каких-либо систем уплотнения, отсутствие вращающихся частей и легкость регулирования производительности, что обеспечивает их высокую надежность в работе и простоту обслуживания. Основными недостатками электромагнитных насосов являются: гораздо более низкий, чем у центробежных насосов, к. п. д., низкий коэффициент мощности (у индукционных насосов) из-за больших зазоров в магнитопроводе и полное отсутствие механического выбега.
В этом отношении они уступают даже бессальниковым циркуляционным насосам и требуют обязательного питания электроэнергией выбегающего синхронного генератора в режимах аварийного обесточивания, если такой электромагнитный насос используется в контуре циркуляции. По сравнению с центробежными насосами их достоинством является отсутствие вспомогательных систем, требующих сохранения питания в режиме исчезновения напряжения в сети собственных нужд.
Электромагнитные насосы постоянно совершенствуются. Если сейчас для мощных АЭС с жидкометаллическим теплоносителем выбор типа главного циркуляционного насоса решается, как правило, в пользу центробежных из-за их пока более высокой надежности, меньших потерь и наличия инерции вращающихся масс, то в будущем после отработки надежной конструкции электромагнитных насосов высокой производительности и решения вопроса перехода на режим естественной циркуляции без использования инерции вращающихся масс насоса (за счет инерции теплоносителя или использования выбега турбогенераторов) электромагнитные насосы смогут с успехом использоваться в качестве главных циркуляционных насосов I и II контура.
Электронагреватели паровых компенсаторов объема и оборудования с жидкометаллическим теплоносителем. На АЭС
с реакторами с водой под давлением появляется весьма ответственный и мощный потребитель собственных нужд — электронагреватели паровых компенсаторов объема (см. рис. 1-1). Компенсаторы объема (давления) с электронагревателями, правда, гораздо меньшей производительности используются и в схемах с канальными водографитовыми реакторами, но последние используются лишь при пуске станции из холодного состояния, электронагреватели же компенсаторов объема работают как в пусковых, так и во всех других режимах, правда, наибольшая мощность потребляется ими при пуске станции.
Так, например, в реакторе ВВЭР-440 [8] в корпусе компенсатора объема имеется 120 штуцеров, в которые вварены блоки нагревателей. Каждый блок состоит из нержавеющей стальной пробки, в которую вмонтированы три трубчатых нагревателя мощностью по 5 кВт. Электрическое соединение нагревателей в блоке параллельное. Смена блоков может производиться при остановленном реакторе. Следует различать пусковую нагрузку электронагревателей компенсаторов объема, составляющую 1440 кВт, и нагрузку электронагревателей при работе реактора на стационарном уровне мощности. Она невелика и соответствует тепловым потерям компенсатора. Большая часть этой нагрузки не предъявляет повышенных требований к надежности питания. Часть блоков нагревателей общей мощностью около 180 кВт должна быть обеспечена питанием от автономных источников даже 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. Из-за территориальной разбросанности и раздробленности этой нагрузки схема ее электропитания отличается большой разветвленностью и большим количеством источников питания.
Электропривод насосов технической воды и роль этой системы на АЭС. Система технического водоснабжения на АЭС играет еще большую роль, чем на ТЭС, что объясняется рядом обстоятельств.
Во-первых, на современном этапе развития атомной энергетики широкое применение имеют турбины, работающие на насыщенном паре [4, 8] давлением 29—65 бар. Удельные расходы насыщенного пара существенно выше, чем в турбинах той же мощности, но работающих на докритических или сверхкритических параметрах с использованием перегрева. Поэтому производительность и мощность насосов циркуляционной воды конденсаторов турбин в 1,5—2 раза выше, чем на ТЭС той же мощности. При использовании механического выбега основных турбогенераторов АЭС в режиме аварийного расхолаживания приходится оставлять на выбеге часть циркуляционных насосов для сохранения вакуума выбегающих турбин.
Во-вторых, от многих агрегатов атомной электростанции как основных, так и вспомогательных, а также из отдельных ее помещений приходится отводить большое количество тепла. Весьма существенно то, что отвод этого тепла, правда, в меньших количествах нужно продолжать и после остановки станции, даже при аварийном ее отключении с полной потерей напряжения в сети питания собственных нужд. Поскольку отвод тепла производится технической водой, подаваемой специальными насосами, очевидно, что часть этих насосов должна иметь электропривод с питанием от автономных источников.
Третьей особенностью системы технического водоснабжения АЭС, существенно влияющей на построение схемы питания ее электродвигателей, является необходимость создания так называемого промежуточного контура 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.
С учетом сказанного принципиальная схема технического водоснабжения АЭС имеет вид, изображенный на рис. 1-5.
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 2 питаются газоохладители генераторов. Требования к надежности энергоснабжения электродвигателей этих насосов технической воды такие же, как на ТЭС.
Рис. 1-5. Схема технического водоснабжения АЭС
1— циркуляционные насосы конденсаторов; 2 — подъемный насос газоохладителей генераторов; 3 — потребители, охлаждаемые циркуляционной водой конденсаторов; 4 — газоохладители генераторов; 5 — рабочие насосы технической воды; 6— потребители, требующие охлаждающую воду с напором более 10 м; 7 — аварийные насосы технической воды; 8— теплообменник промежуточного контура; 9 — потребители; подпитка теплосети и санитарно-бытовые устройства; 10— насос промежуточного контура; 11 — аварийный насос промежуточного контура; 12 — потребители реакторного зала, охлаждаемые водой промконтура; 13 — вода из водоема; 14 — сброс воды в водоем
На АЭС есть потребители, требующие для своего охлаждения техническую воду напором более 10 м водяного столба; их охлаждение нельзя ставить в зависимость от работы циркуляционных насосов турбин. 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, 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. оборудование, где циркулирует радиоактивный теплоноситель и где возможно его загрязнение.
Как правило, циркуляционные насосы промконтура не допускают даже кратковременного перерыва питания при полном обесточивании АЭС, и поэтому аварийный насос промконтура выполняют с питанием от аккумуляторной батареи, а рабочий насос питается от сети переменного тока с переключением на автономный источник питания (дизель-генератор) при обесточивании. Аварийные насосы технической воды допускают перерыв в питании, исчисляемый двумя-тремя минутами, после чего питание должно быть восстановлено от автономных источников.
Электрооборудование системы управления и защиты (СУЗ) реактора.
Эта система выполняет многообразные и ответственные функции, основными из которых являются: контроль за ядерными и теплотехническими параметрами реактора; автоматическое регулирование нейтронной и тепловой мощности; автоматическое и дистанционное управление ядерной реакцией; аварийная защита реактора (АЗ).
Для привода стержней (кассет СУЗ) применяются практически все виды электромеханических устройств (двигатели асинхронные, синхронные, синхронные реактивные, с постоянными магнитами, линейные с бегущим полем, шаговые, постоянного тока, электрогидравлические, плунжерные и т. п.). Некоторые типы приводов предназначены для работы в реакторе в радиоактивной среде теплоносителя (в частности, находят применение герметичные бессальниковые асинхронные и синхронные двигатели, аналогичные по конструкции описанным выше приводам ГЦН). Для приводов стержней СУЗ требуется регулирование скорости в широком диапазоне, для чего применяют различные электромашинные и статические преобразователи частоты и напряжения.
Мощность привода стержня СУЗ составляет не более 1 кВт, однако общая мощность, расходуемая системой СУЗ, в отдельных режимах может достигать нескольких сот киловатт. Некоторые устройства СУЗ требуют весьма высокой надежности электропитания и не допускают даже кратковременного его перерыва. Сказанное относится, в частности, к устройствам контроля за ядерными параметрами реактора (измерение запаса реактивности, периода изменения мощности реактора, нейтронной мощности и отравления реактора); некоторые устройства требуют повышенной надежности электропитания только в нормальном режиме работы АЭС (стержни автоматического и ручного регулирования, АЗ, регуляторы нейтронной мощности) и отключаются в аварийных режимах при остановках реактора.
Следует отметить, что в начальной стадии развития АЭС особенной надежности питания добивались для стержней автоматического регулирования и АЗ. Так, при работающем автоматическом регуляторе два других находились в резерве («горячий» и «холодный» резерв) и включались в работу немедленно после исчезновения питания на рабочем регуляторе. Для АЗ все электрические схемы строились таким образом, что при исчезновении питающего напряжения на любом элементе схемы сбрасывались стержни АЗ и останавливался реактор.
Накопленный опыт работы позволяет для современных АЭС пересмотреть это положение. Выход из строя автоматического регулятора не требует немедленного вмешательства, реакторы надежно работают и на ручном управлении. Для мощной АЭС крайне нежелательны остановки реактора из-за повреждения одного из многих элементов схемы АЗ. Поэтому схемы АЗ теперь выполняют с достаточной степенью резервирования и контроля, но везде, где это возможно, избегают «нулевого» принципа построения схем. Следует стремиться также к сокращению ступеней напряжения и частоты, используемых для питания СУЗ, с тем чтобы в пределе можно было ограничиться одним-двумя напряжениями переменного и постоянного тока и избежать по возможности применения различных преобразователей. Следует стремиться также к унификации типов приводов различных элементов СУЗ (стержней автоматического и ручного регулирования, АЗ, ионизационных камер и т. п.). Повышенной надежности питания требуют также некоторые вспомогательные устройства СУЗ, например контур охлаждении их стержней, который у некоторых типов реакторов является независимым от основного контура теплоносителя.
В схемы СУЗ входит много устройств автоматики, решающих логические задачи и требующих непрерывности счета (логарифматоры, измерители запаса реактивности, устройства программированного автоматического пуска реактора и т. и.). Естественно, что перерыв питания таких устройств нежелателен, т. к. может привести к сбою в работе и необходимости производства длительных переналадочных работ.
Примеры выполнения схем электроснабжения СУЗ приведены в § 2-2.
Содержание материала
Схемы присоединения ГЦН и обеспечение устойчивости работы реактора при коротких замыканиях в системе. Среди электродвигателей собственных нужд особое место на АЭС всех типов занимают ГЦН, характеристики и свойства которых, как уже упоминалось, во многом определяют не только схему питания механизмов с. н. и выбор источников питания, но и эксплуатационные характеристики АЭС в целом. В частности, ГЦН могут обладать инерцией, достаточной для предотвращения срабатывания аварийной защиты реактора при кратковременном (до 0,5—2 сек) исчезновении или глубоком (ниже 60%) понижении напряжения на всех двигателях ГЦН или части их.
Рис. 2-1. Схемы включения ГЦН с большими маховыми массами на АЭС, выполненной по схеме моноблока: а — с одним рабочим трансформатором собственных нужд; б — с двумя рабочими трансформаторами собственных нужд
1— рабочий трансформатор с. н.; 2 — пускорезервный трансформатор с. н.; 3 — секция надежного питания 6 кВ II группы
В этом случае широко известные меры: быстродействующее отключение коротких замыканий, АВР трансформаторов и механизмов собственных нужд — предупреждают остановку АЭС при авариях в электрической части, поскольку имеется достаточный запас времени для производства необходимых переключений с помощью автоматики. АЭС при этом остается в работе при условии, конечно, что авария в электрической части не привела к полному обесточиванию и наступлению режима аварийного расхолаживания.
Так, например, в схеме АЭС с канальным кипящим реактором (см. рис. 2-14) из 8 имеющихся ГЦН только 6 находятся в работе [4], а два — в резерве, готовые к автоматическому включению при повреждении или потере питания на работающих ГЦН. АЭС на быстрых нейтронах благодаря применению ГЦН с большими маховыми массами [2, 3] также должны устойчиво работать при кратковременном понижении и даже исчезновении напряжения питания ГЦН.
На схеме присоединения электродвигателей ГЦН таких АЭС это находит отражение в том, что они питаются как потребители III группы, не предъявляя в этом отношении требований более высоких, чем питательные насосы ТЭС на органическом топливе — рис. 2-1, а. Тем не менее, даже при использовании ГЦН с большими маховыми массами именно их число, а также эксплуатационные свойства ядерной энергетической установки определяют количество секций собственных нужд (обычно 6 кВ), к которым присоединены насосы. В этом случае расчетной аварией будет короткое замыкание на секции собственных нужд 6 кВ или отказ выключателя в цепи любого присоединения собственных нужд 6 кВ при коротком замыкании на этом присоединении. При такой аварии потребуется последующее автоматическое снижение мощности реактора в соответствии со сниженным расходом теплоносителя — наполовину
в схеме на рис. 2-1, а и на одну четверть в схеме на рис. 2-1, б, т. е. это снижение получается тем меньше, чем больше секций с. н. 6 кВ. При большой единичной мощности моноблока увеличение числа рабочих трансформаторов собственных нужд до двух и даже трех (а значит, и секций с. н. 6 кВ) может потребоваться из соображений уменьшения мощности короткого замыкания на секциях с. н. 6 кВ, а также для уменьшения мощности пускорезервного трансформатора с. н. и использования части рабочих трансформаторов с. п., питающихся от системы в качестве пусковых.
В отношении аварийного расхолаживания обе схемы равноценны, поскольку переход на естественную циркуляцию возможен за счет использования одного механического выбега ГЦН с большими маховыми массами. При наличии двух и более турбогенераторов на реактор и использовании ГЦН с большими маховыми массами схема их включения может быть аналогичной приведенной на рис. 2-1, б, но второй рабочий трансформатор с. н. присоединяется, как и первый, в виде ответвления к генератору.
Если применены бессальниковые ГЦН с малыми маховыми массами, то свойства ядерной энергетической установки существенно ухудшаются как при коротких замыканиях, так и в отношении проведения аварийного расхолаживания. Сами электродвигатели ГЦН требуют при этом организации электроснабжения как потребители I группы. В водо-водяных энергетических реакторах с некипящей водой под давлением положение усугубляется еще и высокой энергонапряженностью активной зоны и относительно малым запасом температуры до вскипания. Например, согласно [8], в реакторе ВВЭР-440, работающем на номинальной мощности, при исчезновении напряжения (или понижении до значения 0,6 от номинального и ниже) даже на 4 из 6 работающих ГЦН на время, большее 1,0 сек, должна срабатывать аварийная защита реактора. Более того, при наступлении режима аварийного обесточивания реактора, ранее работавшего на номинальной мощности, должно сохраниться питание (за счет использования энергии выбега турбогенераторов) не менее чем 4 ГЦН.
Допустим, что для питания ГЦН мы применим в этом случае схему на рис. 2-2, а. В этом случае даже при такой тяжелой аварии, как непроходящее короткое замыкание на одной секции собственных нужд 6 кВ, теряется питание не более двух двигателей ГЦН, что позволяет сохранить реактор в работе с последующим уменьшением его мощности.
Гораздо более тяжелые последствия для питания ГЦН и сохранения реактора в работе для схемы на рис. 2-2, а может иметь трехфазное короткое замыкание вблизи шин высокого напряжения АЭС, когда напряжение на секциях с. н. 6 кВ может составить приблизительно 40% номинального. Более удаленные к. з. на отходящих линиях или подстанциях системы, приводящие к понижению напряжения на секциях 6 кВ ниже 60%, также будут приводить к потере питания двигателей ГЦН, поскольку эксперименты на действующих АЭС показывают [19], что опрокидывание двигателей ГЦН такого типа происходит при 58—62% номинального напряжения. Механическая постоянная времени бессальниковых насосов настолько мала (около 0,3— 0,5 сек), что при перерыве питания более 1 сек реактор нужно отключать аварийной защитой во избежание повреждения тепловыделяющих элементов.
Отключение коротких замыканий в сетях 110 кВ и выше обеспечивается основными быстродействующими защитами с временем действия не более 0,2 сек, после чего питание двигателей ГЦН восстанавливается, и срабатывание аварийной защиты реактора не происходит. В случае отказа быстродействующей защиты или выключателя поврежденного участка короткое замыкание отключается резервными защитами, время срабатывания которых может превысить допустимое время перерыва питания, что повлечет за собой срабатывание аварийной защиты реактора. Импульс на аварийную защиту (АЗ) может быть подан от специальных комплектов автоматики ГЦН, причем одновременно с целью использования выбега турбогенераторов следует отделить блоки АЭС от системы путем отключения их выключателями в цепи блока, после чего напряжение на генераторах восстанавливается и начинается аварийное расхолаживание АЭС с использованием энергии выбега турбогенераторов (если подать питание от энергосистемы с помощью резервных трансформаторов собственных нужд не удастся). Следует отметить, что при трехфазных к. з. вблизи шин высокого напряжения и при отказе быстродействующих защит обычно происходит нарушение динамической устойчивости генераторов близлежащей станции с их аварийной разгрузкой, возможно, с разделением системы на несинхронно работающие части (с последующей ресинхронизацией). При этом независимо от того, сохранилась ли работа турбогенераторов АЭС на с. н. или нет, желательно оставить реактор в работе. Поэтому такое построение схемы питания собственных нужд, когда короткое замыкание в системе может привести к аварийному отключению реактора, неблагоприятно и для реактора, и для энергосистемы.
Схему рис. 2-2, а нельзя принимать для рассматриваемого нами случая также и потому, что она не обеспечивает на выбеге совместно с генераторами при аварийном расхолаживании после номинального режима необходимого числа ГЦН — четырех из шести. Действительно, если короткое замыкание в генераторе, шинопроводе или рабочем трансформаторе с. н. приведет к системной аварии и возникновению режима аварийного расхолаживания, на выбеге останется только три ГЦН вместо четырех, что недопустимо. Выходом из положения может быть схема рис. 2-2, б, где для сохранения на выбеге не менее четырех ГЦН увеличено число секций с. и. 6 кВ и число независимых источников питания. Третий рабочий трансформатор собственных нужд придется питать от специально выделенного агрегата на ближайшей ГЭС или ТЭС, если такая возможность имеется. В этой схеме, как и в схеме рис. 2-2, а, возможно аварийное отключение реактора при коротких замыканиях в системе.
Предотвратить срабатывание аварийной защиты реактора, оборудованного бессальниковыми ГЦН, при затягивании отключения неудаленных коротких замыканий в системе можно за счет усложнения питания собственных нужд, идя по пути увеличения числа независимых источников питания. На рис. 2-2, в приведена схема питания ГЦН со вспомогательными синхронными генераторами собственных нужд (ВСГ) на одном валу с главными турбогенераторами, при такой схеме число независимых источников увеличивается до трех (если считать сеть системы и связанные с ней турбогенераторы реакторного блока за один независимый источник питания).
Рис. 2-2. Схемы включения ГЦН с малыми маховыми массами при наличии двух трубогенераторов на реактор: а — при допустимости потери питания половины ГЦН в режиме аварийного обесточивания; б — при допустимости потери питания одной трети ГЦН в режиме аварийного обесточивания и с выделением одной трети ГЦН на рабочий трансформатор с. н., питающийся от системы: в — с вспомогательными генераторами собственных нужд
1 — рабочий трансформатор с. н,; 2 — пускорезервный трансформатор с н., 3-вспомогательный синхронный генератор
В нормальных условиях специальные выключатели между секциями 1А и 1В, а также 2А и 2В разомкнуты и при коротких замыканиях в системе подключенные к секциям 1В и 2В четыре ГЦН из шести продолжают работать при номинальном напряжении; этого достаточно для устойчивой работы реактора. Схема на. рис. 2-2, в обеспечивает на выбеге при аварийном расхолаживании пять ГЦН из шести, даже если такой режим сопровождается повреждением одного из турбогенераторов блока и невозможностью использовать его выбег для электроснабжения ГЦН, питающегося от рабочего трансформатора с. н. поврежденного турбогенератора.
Обеспечивая требуемое количество ГЦН на выбеге, схема с ВСГ обладает и существенными недостатками, поскольку на одном валу появляется двойной комплект генераторов, возбудителей, требуются переделки стандартных машин, ухудшаются условия их эксплуатации и понижается вероятность бесперебойной выдачи мощности турбогенератора в энергосистему (ибо при повреждении ВСГ может потребоваться отключение турбогенератора блока).
При эксплуатации приходится считаться с повреждениями ВСГ, когда он либо просто отсоединен (механически), либо вращается, не неся нагрузки. Чтобы не прерывать при этом работу турбогенератора при аварии, например ВСГ-1 (рис. 2-2, в), он отключается от своей секции 1В, а ГЦН этой секции питаются через секционный выключатель от секции 1А.
Поскольку при этом от одного рабочею трансформатора опять получало бы питание три ГЦН, что недопустимо из соображений обеспечения на выбеге не менее четырех ГЦН, приходится с помощью показанной на рис. 2-2, в перемычки переключить ГЦН секции 1А на секцию 2А, и тогда от одного независимого источника (системы) будет питаться четыре ГЦН и от другого (ВСГ) —два ГЦН. При аварийном расхолаживании, поскольку турбогенераторы отделяются от системы, ГЦН будут получать питание от трех независимых выбегающих источников питания (двух турбогенераторов и ВСГ) и в самом неблагоприятном случае повреждения одного из турбогенераторов в режиме, предшествовавшем аварийному расхолаживанию, па выбеге будет четыре ГЦН из шести, что допустимо по условиям работы реактора.
Схема с ВСГ имеет некоторое преимущество при работе одного турбогенератора на блок, позволяя нести его полную нагрузку, равную 50% номинальной мощности реактора, поскольку при этом в режиме аварийного расхолаживания останется не менее двух ГЦН, а этого достаточно при данной нагрузке. Схема рис. 2-2, б позволяет нести 50%-ную нагрузку при работе одного турбогенератора лишь при питании двух ГЦН от специально выделенного генератора на соседней станции, а при отсутствии такового нагрузку реактора придется ограничить величиной, допускающей переход на естественную циркуляцию при потере всех ГЦН. Как показано в гл. 6, в масштабе года АЭС должна располагаться в базисной части графика и работать с полной нагрузкой; поэтому режим работы с одним турбогенератором можно рассматривать лишь как пусковой или аварийный для одного из турбогенераторов, когда некоторое ограничение мощности до включения второго турбогенератора несущественно.
Таким образом, можно сделать вывод, что если реактор, работающий на номинальной мощности, допускает прохождение режима аварийного расхолаживания с использованием выбега половины или менее от общего числа ГЦН, то для их электроснабжения может быть выбрана простая схема в соответствии с рис. 2-2, а при условии, что на блок имеется не менее двух турбогенераторов. При невыполнении этого условия приходится вынужденно переходить на схему 2-2, б или 2-2, в. В общем случае, если на выбеге в режиме аварийного расхолаживания допустима потеря n-й доли от общего числа ГЦН, то для составления надежной схемы питания целесообразно иметь η турбогенераторов на блок, включая и ВСГ.
На рис. 2-3 приведена одна из возможных схем питания бессальниковых ГЦН на АЭС, выполненной по схеме моноблока, при условии, что в режиме аварийного обесточивания допустима потеря половины ГЦН. В этом случае применение ВСГ безусловно целесообразно, поскольку при такой схеме можно реально рассчитывать на использование энергии выбега турбогенератора даже при повреждении в электрической части блока. Применение ВСГ одновременно решает в этом случае и вопрос устойчивости реактора при коротких замыканиях в системе.
Рис. 2-3. Схема включения ГЦН с малыми маховыми массами на АЭС, выполненной по схеме моноблока
1 — рабочий трансформатор с. н.; 2 — пускорезервный трансформатор с. н.; 3 — вспомогательный синхронный генератор
Схемы с ВСГ обеспечивают устойчивый режим расхолаживания лишь в случае нахождения их в работе, и в этом смысле, как и для схем без ВСГ, большую опасность представляет режим аварийного расхолаживания, если он возникает при пуске блока при неработающих турбогенераторах пли при работе на пускорезервном трансформаторе, т. е. до перехода па ВСГ и рабочие трансформаторы собственных нужд. В этом случае приходится ограничивать мощность реактора, чтобы переход на естественную циркуляцию теплоносителя проходил без использования выбега при допустимых температурах в тепловыделяющих элементах.
Из приведенного рассмотрения ясно, что применение вспомогательных синхронных генераторов может быть оправдано лишь на АЭС, построенных по схеме моноблока и использующих в качестве ГЦН малоинерционные бессальниковые циркуляционные насосы. При двух турбогенераторах на реактор, даже при допустимой потере всего одной трети общего числа ГЦН, схема с ВСГ не имеет решающих преимуществ, в особенности при наличии в районе АЭС станции, агрегаты которой целесообразно выделить па питание одного из рабочих трансформаторов с. н. АЭС. Отказаться от применения в схемах собственных нужд АЭС вспомогательных синхронных генераторов можно путем перехода от бессальниковых ГЦН на насосы с большими маховыми массами; в случае сохранения бессальниковых ГЦН желательно изменить конструкцию реактора, чтобы он допускал кратковременное (до 1—2 сек) исчезновение напряжения на всех электродвигателях ГЦН без срабатывания аварийной защиты, а режим аварийного расхолаживания мог проходить с использованием выбега половины общего числа ГЦН.
Рис. 2-4. Возможные схемы присоединения рабочих трансформаторов с. н. блочных АЭС
Питание потребителей с. н. от ВСГ широко практиковалось на начальных этапах развития обычных ТЭС и впоследствии было отвергнуто, ввиду неэкономичности и малой надежности схемы. В отличие от ТЭС применение ВСГ на АЭС диктуется необходимостью увеличения числа независимых источников питания. Несомненно, со временем при совершенствовании технологической части эта схема отомрет, как это имело место на обычных ТЭС, хотя в настоящее время схема с ВСГ имеет определенную область применения.