выбег турбогенератора что это

Выбег турбогенератора что это

Целью испытаний была проверка возможности использования выбега для поддержания производительности механизмов собственных нужд пока не включатся в работу и наберут полную нагрузку дизель-генераторы (ДГ). Для запуска режима выбега собирается специальная схема выдачи сигнала МПА в электрическую часть схемы ступенчатого набора нагрузки ДГ и в блок выбега системы возбуждения генератора. Сам запуск выполняется от кнопки, установленной на панели безопасности в БЩУ. Одновременно с этим прекращается подача пара на турбину закрытием вручную стопорно-регулирующих клапанов (СРК) турбины.
Мощность реактора до начала испытаний устанавливается на уровне 700 – 1000 МВт, и в работе находится только один турбогенератор №8. Перед началом выбега окончательно собирается схема выдачи сигнала МПА и генератор вручную отключается от внешней сети.
Для обеспечения надёжного, независящего от исхода эксперимента, охлаждения реактора оборудование собственных нужд было поделено на две группы:
1) оборудование, подключённое к рабочим шинам, на которых напряжение падает в процессе выбега,
2) оборудование в выбеге не участвующее, подключённое к сохраняющим постоянное питание шинам, (секциям).
Хотя сигнал от кнопки МПА на запуск механизмов САОР (открытие клапанов, включение аварийных насосов и т.д.) не подавался, во избежание случайностей и заброса воды в КМПЦ, на время эксперимента предусматривалось закрытие ручных задвижек на линии подачи воды. Это было последним пунктом (п. 2.15) подготовительной части программы испытаний. Оригинал программы 1986 г безвозвратно утерян в недрах Генпрокуратуры СССР, здесь мы даем машинописную копию из книги А.С.Дятлова. Она практически совпадает с программой 1985 г., оригинал которой сохранился в архивах ЧАЭС.
На всю программу в целом отводилось 4 часа (п. 1.3). Из них не более минуты занимает сам выбег, а остальное подготовительная часть, т.е. осуществление требуемых выше подключений и переключений (пункты 2.3 – 2.15. программы). Испытание режима выбега проводилось на турбогенераторе ТГ-8 (п. 2.4), снабжающем электроэнергией рабочие секции 8РА, 8РБ и секцию надежного питания 8РНА (п. 2.6), эта секция по сигналу МПА отключается от генератора и подключается к ДГ. К секциям 8РА и 8РБ подключено оборудование (насосы) нормальной эксплуатации, участвующее в выбеге, в том числе питательные насосы ПН, для которых собственно делается выбег (пп 2.7, 2.8). Особо ответственные потребители первыми получающие питание от ДГ, подключается к секции 8РНА (п. 2.10).
Второй турбогенератор ТГ-7 отключен (п. 2.2) и всё оборудование, питающиеся от его рабочих секций 7РА и 7РБ, переводится на питание от сети 3-го энергоблока (п. 2.3). На эти рабочие секции и секции надежного питания 7РНА и 7РНБ подключается всё оборудование собственных нужд 4-го энергоблока, не участвующее в выбеге (п. 2.12).
Оборудование и приборы к которым режим выбега непосредственного отношения не имеет подключаются к резервному питанию (п. 2.9 и 2.11). Весь процесс выбега записывается на лентах специально подключаемых шлейфовых осциллографов (п. 2.13), регистрируется штатными приборами БЩУ и программой ДРЕГ управляющего вычислительного комплекса СКАЛА (п. 2.14).

Режим выбега запускается тремя одновременно выполняемыми вручную действиями по общей команде технического руководителя испытаний (п. 3.8):
1) нажатие кнопки МПА на панели безопасности,
2) закрытие стопорно-регулирующих клапанов (СРК) турбины ключом с пульта управления турбиной,
3) включение осциллографов для записи процесса выбега в двух разных помещениях.
Непосредственно перед началом выбега блокируются автоматическое включение резервного питания АВР (п. 3.3) и отключение турбины при отключении генератора от сети (п. 3.6), и затем сеть отключается от генератора и от питания собственных нужд (п. 3.7).

Испытание режима выбега в одном отношении принципиально отличается от выбега, автоматически возникающего в случае реальной максимальной проектной аварии, сопровождающейся обесточиванием собственных нужд. Во втором случае выбег проходит при заглушенном реакторе, и это заглушение не зависит от работы автоматики выбега или каких-либо действий персонала АЭС, оно происходит автоматически от срабатывания аварийной защиты реактора по факту аварии. Реактор в этом процессе выбега выступает лишь как источник остаточного тепловыделения. В первом случае аварии на самом деле никакой нет, и защита реактора автоматически не срабатывает. Сигнал аварии формируется искусственно, и реактор может быть заглушен только принудительно. В этом случае, в отличие от предыдущего реактор является источником ядерной (катастрофической) опасности.
Электроцех, оказавшийся «ответственным за внедрение выбега», может не чувствовать разницы между этими двумя случаями, и внимания на неё не обращать. Он уверен, что имеет дело с заглушенным реактором, это видно хотя бы из пункта 2.12 программы испытаний, где речь идет о расхолаживании реактора. Термин расхолаживание применяется только по отношению к заглушенному реактору, в противном случае употребляется более общий термин охлаждение. Кто/что и как заглушит реактор, это остаётся за пределами программы испытаний, составленной электроцехом АЭС и Донтехэнерго при участии указанных на титульном листе Программы других привлеченных служб и цехов АЭС.

Так кто же виноват в том, что выбег проходил при работающем реакторе? Это точно не Донтехэнерго и не электроцех ЧАЭС. Они вполне могли чего-то не знать за пределами своей профессиональной компетенции. Но идеологи выбега должны были знать и понимать разницу между реальным режимом выбега и его имитацией на работающем энергоблоке и позаботиться о том, чтобы внедрение этого режима в эксплуатацию проходило под их (ГК и ГП) непосредственным руководством. А если проблема внедрения выбега брошена ими на произвол судьбы, то и претензий к программе испытаний не следует предъявлять. К тому же отнюдь не испытания выбега являлись причиной чернобыльской аварии.

Источник

Выбег турбогенератора что это

Выбег это продолжение работы по инерции механизма или машины при мгновенном отключении внешнего источника энергии, обеспечивающего её нормальную работу. Понятие выбега относят главным образом к работе вращающихся механизмов (центробежные насосы, воздуходувки, роторы турбин и т.д.), и обычно выбег если используется, то только для целей диагностики состояния самого механизма, а не для совершения полезной работы. Но с другой стороны, если по условиям безопасности объекта, который обслуживается этим механизмом, не допускается ни малейшего прерывание его работы, тогда выбег может рассматриваться как свойство самозащищенности объекта на время, пока не восстановится прерванное энергоснабжение. Именно такой случай объекта представляет собой реактор атомной электростанции, в котором циркуляция теплоносителя, охлаждающего реактор, не должна прерываться ни на секунду. На АЭС с реакторами РБМК-1000 используется выбег главных циркуляционных насосов (ГЦН) как самозащита при внезапном исчезновении электропитания собственных нужд (СН). Пока не включится резервное питание, циркуляция может осуществляться за счет выбега. С этой целью для увеличения продолжительности выбега, на валу электродвигателя –привода ГЦН установлен маховик с достаточно большой маховой массой.

В 1976 г в связи с разработкой второй очереди реакторов РБМК-1000 и созданием дли их размещения вторых очередей Курской и Чернобыльской АЭС (а также строительством 1-й очереди Смоленской АЭС) возникла грандиозная идея использовать выбег как средство самозащиты от полной потери СН в значительно более широком плане, привлекая выбег ротора турбогенератора. Его масса и соответственно запас кинетической энергии вращения очень велики, и могут обеспечить работу электромеханического оборудования СН достаточно длительное время, пока не включатся дизель – генераторы (ДГ) и электроснабжение СН восстановится.
Идея блестящая, и она очень понравилась электротехнической научной общественности, которая тут же засела за разработку теории совместного выбега турбогенератора (ТГ) с электромеханическим оборудованием, получающим от него питание. Режим выбега ТГ на атомных электростанциях успел даже войти в очередное издание учебника для электротехнических ВУЗов по курсу «электрическая часть электростанций». [Эч]
Но идея эта блестящая только на первый взгляд. Выбег электрогенератора, это далеко не то же самое, что выбег электронасоса. Насос при выбеге просто продолжает свою механическую работу, за счет внутреннего запаса такой же механической энергии, электрический привод насоса на выбеге никак с этим не связан. На выбеге же турбогенератора механическая энергия ротора должна также как и при нормальной работе превращаться в электрическую (в этом смысл выбега ТГ), электрические процессы в генераторе тесно связаны с работой турбины и протекают совершенно по разному при нормальной работе и при выбеге. Кроме того, и это самое главное, смысл использования выбега как самозащиты состоит в том, что он возникает сам собой и не требует для своего поддержания никаких действий со стороны эксплуатационного персонала. Но это не так при выбеге турбогенератора. Во-первых, генератор входит в электрическую систему станции множеством электрических связей, обеспечивающих бесперебойность питания собственных нужд и автоматическую защиту, как самого генератора, так и внешних сетей, на которые он работает в нормальном режиме. Это требует соответствующих переключений в электрической схеме при организации выбега, что фактически сводит на нет эффект самозащищенности. Во-вторых выбег начинается тогда, когда перестает подаваться пар на турбину, а это с электрической схемой АЭС и СН если и связано, то слишком опосредовано.
Несмотря на все эти соображения, выбег ротора турбогенератора как мера гарантированно обеспечивающая принудительную циркуляцию в контуре охлаждения реактора, нужную для отвода остаточного энерговыделения, была предложена Главным конструктором реактора («О режиме выбега», письмо НИКИЭТ, исх. № 040-9253 от 24.11.76 г.). Удивительно, но выбег ротора турбогенератора как дополнительную меру безопасности признал также и Ген. проектировщик АЭС (Письмо института «Гидропроект» от 12.02.82, № 11, РЗ–70–1292).
Ну хорошо, а при какой же конкретно аварии должен автоматически (ведь это средство самозащиты) включаться режим выбега, и какие изменения должны быть внесены для этого в электрические схемы генератора и в схемы защитной автоматики генератора, турбины, блока и АЭС в целом. На второй вопрос так, до конца, никто и не ответил, поэтому рассмотрим только первый. Какое исчезновение (потерю) питания собственных нужд (СН) должен восполнить выбег турбогенератора? Несколько слов о том как в принципе обеспечивается надежность питания собственных нужд и вообще работы энергоблока.
Всё без исключения более или менее ответственное оборудование (кроме ядерного реактора) имеется как минимум в двух, а то и в пяти экземплярах (два в работе, два в резерве и один в ремонте). Турбогенераторов всего два, но если один из них выходит из строя, то энергоблок может продолжать работать на мощности не более 50%. Электроснабжение собственных нужд тоже секционировано (несколько рабочих секций и несколько резервных) и собрано в две группы, каждая из которых питается от своего генератора, но всё оборудование энергоблока так подключено к секциям СН, что потеря питания на половине оборудования не мешает продолжать работать нормально на половинной мощности всему энергоблоку. Каждая из двух независимых групп секций не отключаемым образом присоединена к источнику энергии, коим является одновременно и собственный генератор, и внешняя сеть (одна на всех), на которую он работает. Потеря питания СН возникает только в том случае, если отключаются одновременно и сеть, и собственный генератор. Но на этот случай есть резервное питание от второй внешней, независимой сети, которая всегда наготове, и любая секция СН при своем обесточении подключается к ней автоматически. Автоматика включения режима выбега вряд ли может сработать быстрее, чем автоматическое включение резерва (АВР). Так что, как замена существующего АВР выбег не нужен, но тогда для чего же он нужен?
Идеологи выбега ГК и ГП внятного прямого ответа на этот вопрос не дают. Но из того, что ими сказано и написано в проектной документации, можно сделать парадоксальный по своей абсурдности вывод. Режим выбега ТГ рассматривается идеологами как третий независимый источник энергии для надежного питания наряду с таким источником, как аккумуляторные батареи и дизель-генераторы. Хорош источник, время существования которого определяется запасом инерции ротора ТГ, надежность и стабильность – процессами в самом энергоблоке, и о независимости говорить не приходится. Однако, проясним ситуацию.
Общие принципы обеспечения безопасности АЭС требуют наличия трех независимых источников энергоснабжения для особо ответственного оборудования собственных нужд. К такому оборудованию в частности относятся аварийные насосы системы САОР, которые включаются в работу в случае МПА, и насосы аварийного охлаждения, работающие при авариях, не связанных с разрушением контура циркуляции. Независимым третьим источником энергоснабжения и в том и в другом случае являются дизель-генераторы и (для потребителей не допускащих никакого перерыва питания) аккумуляторные батареи. Включение этого источника требует запуска двигателя ДГ, который проходит ступенчато во времени, и для указанных насосов перерыв в питании составляет 20 – 25 сек. Если и в случае МПА, и в случае обесточивания СН по отдельности, это считается приемлемым, то почему не приемлемо, если эти два редкостных события (МПА и отсутствие возможности АВР в момент, когда оно действительно понадобилось) произошли одновременно?

Из сказанного уже ясно, что питание собственных нужд в режиме выбега турбогенератора, затея более чем сомнительная. Ну и как же отвечают на выше поставленные вопросы инициаторы внедрения режима выбега, и что было сделано в плане его реализации за шесть лет от высказывания идеи в 1976 г, до первого эксперимента на действующем энергоблоке в 1982 г.? А вот никак не отвечают. Во всяком случае, никаких следов их кипучей деятельности по обоснованию, разработке и внедрению такой системы безопасности, как «использование выбега ротора турбогенератора» нигде обнаружить не удается. Но в то же время выбег как якобы существующий режим работы оборудования энергоблока АЭС вошел в основополагающие проектные и эксплуатационные документы: 1) «Техническое обоснование безопасности» (ТОБ) 2-х очередей Курской и Чернобыльской АЭС и 1-й очереди Смоленской АЭС; 2) Типовой технологический регламент (ТР) по эксплуатации энергоблоков с реакторами РБМК; 3)Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ). Как такое возможно? Невозможно, но было. Выдвинув и застолбив «блестящую идею выбега», Главный конструктор реактора (ГК) и Генеральный проектировщик (ГП) на самом деле всерьёз никаким выбегом заниматься и не думали. Может быть ГК понял ошибочность первоначальной идеи, но отступать уже было поздно, как бы потом, отказавшись от дополнительной меры безопасности, не оказаться в случае чего крайним. Обратите внимание, как выбег ТГ представлен в регламенте. Он там упоминается только один раз, в главе 10 «Действия персонала при отклонениях параметров от нормальных».
«10.1 Во всех случаях отклонения параметров от нормальных, когда производится сброс мощности реактора ниже 700 МВт(т) (

22% Nном):
– немедленно разгрузить работающие ГЦН до расхода 6500 – 7000 м3/ч на каждом;
– без перерыва питания, при включенных выключателях генератора перевести питание собственных нужд останавливающихся турбогенераторов на пуско-резервный трансформатор (кроме случаев, когда используется выбег турбин)» .
То есть режим выбега существует, но где-то там, вне зоны ответственности пишущих типовой регламент. Всё равно для каждого конкретного блока эксплуатирующая организация должна писать свой регламент, вот пусть она и дописывает про выбег все необходимые сведения. Положение ГП сложнее, он обязан рассказать что-нибудь содержательное о выбеге, ведь это как никак система безопасности. И он пишет в ТОБе:
«. При МПА, сопровождающейся обесточиванием собственных нужд блока, охлаждающая вода подаётся в аварийную половину ПН-ами, работающими за счет выбега турбогенератора. « .
Кто посмеет сказать, что ГП не ответил на главный вопрос: когда и для чего используется выбег турбогенератора. Правда, ответ этот укладывается в одно слово – никогда. Но принципиальная такая возможность существует и следовательно выбег как бы нужен. Обратите внимание, как при этом ГП «отделяет мух от котлет», химеру выбега от реально существующих систем безопасности. К выбегу подключаются не аварийные питательные насосы (АПЭН), как это положено по алгоритму обесточения, а насосы ПН (питательные насосы нормальной эксплуатации), которые вообще не входят в перечень оборудования, требующего наличия трех независимых источников питания. Про сам выбег ГП не рассказывает, так как будто это находится и не в его зоне ответственности тоже. Тогда в чьей же?
В этой ситуации неопределенности и отфутболивания крайней оказывается эксплуатирующая организация ВПО «Союзатомэнерго», ведающая всеми атомными станциями, входящие в Единую энергосистему СССР, кроме Нововоронежской и Ленинградской АЭС. Само ВПО входило в состав Министерства энергетики и электрификации, занимавшегося в основном тепловыми и гидроэлектростанциями и сетями, не имевшего ни малейшего представления, и не желавшего ничего знать о специфике ядерной энергетики. ВПО «Союзатомэнерго» было в сущности инородным телом, насильно внедренным туда, когда могущественнейший Минсредмаш решил сбросить с себя ответственность за «мирный атом». Минэнерго первым уже в 1976 г откликнулось на призыв ГК использовать выбег турбогенератора, и вот что записали в готовившуюся тогда новую редакцию ПТЭ (13-я редакция, §33.3, изд. 1977 г.)
«На генераторах АЭС, где предусматривается использование кинетической энергии турбоагрегата в режиме аварийного выбега, автоматически выводится из работы устройство ограничения длительности форсировки и обеспечивается при необходимости предельное (потолочное) возбуждение генератора.»
То есть иными словами, мы к выбегу готовы, а кто, для чего и как нам его сделает, значения не имеет.
У ВПО «Союзатомэнерго» теперь только два пути обычный и неразумный. Обычный путь, это изображать бурную деятельность, так чтобы никто потом, в случае чего, не мог вас обвинить в бездействии. Но на самом деле ничего не делать, и уж во всяком случае, подконтрольные вам АЭС ничем лишним и ненужным не загружать. Неразумный путь, это пытаться быть законопослушным и выполнять самому или с помощью подконтрольных АЭС чужую работу, т.е. находить подрядчиков (может быть у того же ГП), которые разрабатывали бы электрические схемы и технологию режима выбега, проводили бы нужные эксперименты, и потом согласовывать их готовые разработки с ГП и ГК. К сожалению ВПО «Союзатомэнерго» не нашло в себе силы пойти по первому пути, и вот что получилось.

Источник

Выбег турбогенератора что это

От бурной деятельности по внедрению на АЭС режима выбега турбогенератора практически не осталось следов. А такая «деятельность» безусловно была, раз в основополагающих руководящих документах:
«Правила Технической Эксплуатации электрических станций и сетей» (ПТЭ-77),
«Технологический Регламент эксплуатации энергоблока АЭС» (ТР для блоков № 3 и № 4 ЧАЭС),
«Техническое Обоснование Безопасности реакторной установки» (ТОБ – 1-й очереди Смоленской и 2-х очередей Курской и Чернобыльской АЭС), она была отражена.
После Чернобыльской аварии 1986 г. эти документы были заменены на новые, и исчезли из открытого доступа. Сохранилось лишь то, что было скопировано участниками расследования причин аварии и представлено в различных источниках ([1] стр. 62, [2] п.10.1, [3] стр 176). В новых официальных руководящих документах никакого упоминания о выбеге ТГ уже нет. Документальные следы конкретной практической деятельности по внедрению выбега, выложенные в открытом доступе, сохранились лишь в архиве Чернобыльской АЭС. Сканы этих документов представлены на этой и других [4],[5] страницах настоящего сайта.

Первое испытание режима выбега состоялось на 3-м блоке ЧАЭС в 1982 г. и было неудачным, при отключении от сети генератора, находящегося под нагрузкой собственных нужд, исчезло возбуждение, и прекратилась выработка электроэнергии. Документированные сведения об этих испытаниях отсутствуют, но сохранилось техническое решение от 07 июля 1983 г. о проведении ряда мероприятий по подготовке следующих испытаний там же в 1984 г.

Испытания тоже оказались неудачными, но с возбуждением уже все было в порядке. Об этих испытаниях тоже не сохранилось документированных сведений. Сохранилось лишь документальное свидетельство о подготовке третьих испытаний на том же блоке №3 ЧАЭС в 1985 г. Это журнал распоряжений, выписки из которого приводятся ниже.

Больше всего впечатляет во всей этой истории с выбегом отсутствие следов участия Главного конструктора в работах по внедрению режима выбега на действующей АЭС. Да и Генеральный проектировщик, если и участвует, то скорее как высокий надзорный орган, а не субъект ответственный за внедрение. Неужели электроцех ЧАЭС так и был главным и единственным ответственным за внедрение этого сложнейшего режима, обеспечивающего безопасность.

Источник

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.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Содержание материала

ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕСПЕРЕБОЙНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ МЕХАНИЗМОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД АЭС В АВАРИЙНЫХ РЕЖИМАХ
1. Использование выбега турбогенераторов в режиме аварийного расхолаживания
Понятие о тепловом и электрическом выбеге. Как было отмечено в главах 1 и 2, необходимость отвода остаточных тепловыделений из активной зоны в режиме аварийного обесточивания требует электроснабжения главных циркуляционных насосов с малыми маховыми массами до перехода ядерной энергетической установки на режим естественной циркуляции как потребителей I группы. В различных реакторных установках это время оценивается от нескольких десятков секунд до нескольких минут, и для современных реакторных блоков, мощность главных циркуляционных насосов которых составляет до нескольких десятков МВт, осуществить электроснабжение от автономных источников, даже при пониженной производительности насосов, не представляется возможным. В таком случае можно рассчитывать только на энергию выбега турбогенераторов станции. Следует различать тепловой и механический выбег турбогенератора. Под тепловым выбегом следует понимать продолжение выработки электрической энергии турбогенератором после остановки реактора за счет остаточных тепловыделений в активной зоне в размерах, достаточных для питания механизмов собственных нужд, обеспечивающих расхолаживание ядерной энергетической установки, в том числе и главных циркуляционных насосов. Рассчитывать на использование теплового выбега в режиме аварийного расхолаживания можно лишь при нескольких турбогенераторах на блок и при условии, что при срабатывании аварийной защиты реактора все или часть турбогенераторов останутся в работе, т. е. не произойдет срабатывания стопорных клапанов турбин.
Рис. 4-1. Характер изменения числа оборотов выбегающей системы при внезапном отключении генератора от системы

1 — без срабатывания главного стопорного клапана с переходом на тепловой выбег и далее — на механический; 2 — со срабатыванием главного стопорного клапана и переходом на механический выбег

С учетом сказанного тепловой выбег в большинстве случаев не может служить достаточно надежным источником электроснабжения потребителей I группы, и более рационально использовать при обесточивании механический выбег турбогенераторов. Под механическим выбегом следует понимать продолжение выработки турбогенератором электрической энергии с постепенно понижающейся частотой и напряжением после закрытия главного стопорного клапана турбины и прекращения работы расширения отсеченного объема пара (рис. 4-1) за счет кинетической энергии вращающихся масс турбоустановки. Посмотрим, достаточно ли этой энергии для электроснабжения циркуляционных механизмов собственных нужд до перехода на режим естественной циркуляции. Запас кинетической энергии W определяется мощностью турбоустановки Р и механической постоянной времени вращающейся системы Та: W = 0,5 РпТа. Если выразить Рп в МВт и Та в сек, W= 0,14 РнТа, кВт-ч,
(4-1)
где ∑GD2 — суммарный маховой момент инерции турбоустановки (турбины, генератора и вспомогательного синхронного генератора, если таковой имеется), τ·μ2; пп — номинальная (синхронная) скорость вращения, об/мин. В виде примера в табл. 4-1 приведены соответствующие параметры некоторых турбогенераторов АЭС.
Таблица 4-1
Основные параметры турбогенераторов АЭС в режиме выбега

К-220-44 + ТГВ-200 + ТБ-6

Известно, что при сохранении неизменного номинального момента сопротивления выбег турбогенератора будет иметь длительность, примерно равную трем механическим постоянным времени. Если предположить, что в начале выбега мощность механизмов с. н. составляет 5% номинальной мощности турбогенератора, то даже при постоянстве момента сопротивления кинетической энергии вращающихся масс турбогенератора оказывается достаточно для питания этой нагрузки в течение 60Та, т. е. около 10 мин (табл. 4-1). Отметим, что до перехода на режим естественной циркуляции обычно не требуется времени выбега циркуляционных механизмов, превышающего 3 мин, и кинетической энергии вращающихся масс турбогенераторов вполне достаточно для прохождения аварийного расхолаживания.
Однако при рассмотрении совместного выбега синхронного генератора и электродвигателей с. н. следует учитывать, что устойчивая передача энергии от генератора к электродвигателям возможна лишь до тех пор, пока развиваемый двигателем электромагнитный момент превышает момент сопротивления на его валу, что достигается определенным законом изменения напряжения генератора при выбеге.
Существенное влияние на продолжительность совместного выбега и устойчивость двигательной нагрузки оказывают: система возбуждения генератора и тип автоматического регулятора возбуждения, зависимость момента сопротивления механизмов с. н. и турбогенератора от скорости вращения. Располагая этими данными, можно построить кривую изменения числа оборотов совместно выбегающей системы от времени, на ее основании найти производительность циркуляционных механизмов в любой момент с начала аварийного расхолаживания и сравнить полученную величину расхода теплоносителя с той, которая требуется по расчету технологической схемы АЭС в этом режиме.
Использование механического выбега гораздо проще и надежнее, чем теплового, поскольку не требует работы большей части систем, обслуживающих турбогенератор; использование механического выбега не зависит от того, сработал или нет главный стопорный клапан, а благодаря вспомогательному синхронному генератору можно рассчитывать на надежное электроснабжение циркуляционных механизмов в режиме аварийного расхолаживания даже в моноблочных схемах (рис. 2-3).
Использование механического выбега не исключает (при благоприятном стечении обстоятельств) выбега теплового, что характеризуется кривой 1 на рис. 4-1. Действительно, при аварийном отключении генератора от системы происходит сброс нагрузки от номинальной до нагрузки потребителей с. н. (например, 5% номинальной). Поскольку время закрытия регулирующих клапанов турбины составляет 0,4 сек, то под действием избыточного момента скорость вращения увеличивается в соответствии с механической постоянной времени (Та=10 сек). После закрытия регулирующего клапана увеличение числа оборотов продолжается за счет расширения пара, отсеченного в рабочем объеме турбогенератора (t2=1 сек), а затем начинается механический выбег (U или tb) с постоянной времени
(4-2)
(4-2)
(в нашем случае Τ’α=20Γα).
Далее выбег может происходить двояко.

Как уже упоминалось, рассчитывать на использование теплового выбега во всех случаях не представляется возможным, и расчетной является кривая 2 на рис. 4-1, из которой следует, что механический выбег при аварийном расхолаживании обычно начинается с повышенного по отношению к синхронной скорости числа оборотов, что эквивалентно увеличению общей продолжительности выбега примерно на 20 сек. Учитывая, что такое явление имеет место не всегда, при дальнейших расчетах будем считать, что механический выбег начинается с номинальной скорости вращения.

Изменение напряжения синхронных генераторов с различными системами возбуждения при выбеге.

Сохранение устойчивости двигательной нагрузки целиком определяется характером изменения напряжения генератора в процессе выбега. Турбогенераторы современных АЭС мощностью 200 МВт и выше оборудованы высокочастотной или ионной системой возбуждения, а турбогенераторы меньшей мощности, включая и вспомогательные синхронные генераторы, обычно имеют электромашинную систему возбуждения. Кроме того, следует учитывать возможность работы турбогенератора на резервном возбудителе. Каждая из этих систем имеет свои особенности и по-разному ведет себя при изменении частоты, в особенности из-за различия систем автоматического регулирования возбуждения (одно- или двухсистемный корректор, регулятор сильного действия и т. д,). Поэтому необходимо рассмотреть каждую систему возбуждения в отдельности.
Особенности условий, при которых происходит выбег, позволяют сделать при расчете напряжения выбегающей системы следующие общие для всех систем возбуждения и регуляторов допущения.

Рис. 4-2. Принципиальная схема высокочастотной системы возбуждения

1 — синхронный генератор; 2 — обмотка возбуждения генератора; 3 — высокочастотный возбудитель; 4, 5 — последовательная и независимые обмотки возбуждения высокочастотного возбудителя; 6 — высокочастотный возбудитель; 7 — выпрямители; 8, 9 — магнитные усилители устройства бесконтактной форсировки и автоматического регулятора возбуждения; 10 — измерительный орган; 11 — трансформатор напряжения

На рис. 4-2 приведена принципиальная схема высокочастотной системы возбуждения. Высокочастотный возбудитель представляет собой сильно компаундированную индукторную машину, возбуждение которой определяется, в основном, сериесной обмоткой самовозбуждения, а устойчивость работы и регулирование обеспечивается устройствами автоматического регулирования возбуждения (АРВ) и бесконтактной форсировки (УБФ), включенными на одинаковые независимые обмотки возбуждения высокочастотного возбудителя и представляющими собой двухсистемный корректор. В штатной системе возбуждения устройство УБФ получает питание от статорной обмотки высокочастотного возбудителя, а устройство АРВ — от специального высокочастотного подвозбудителя, у которого частота и напряжение прямо пропорциональны скорости вращения турбогенератора. При такой схеме включения УБФ при малых нагрузках (при выбеге) выход УБФ становится очень малым из-за снижения напряжения высокочастотного возбудителя, и влияние УБФ на напряжение синхронного генератора при выбеге можно не учитывать. Таким образом, изменение напряжения высокочастотного возбудителя, а значит и синхронного генератора будет определяться только устройством АРВ, а из-за особенностей схемы его питания напряжение генератора с уменьшением числа оборотов будет снижаться очень резко, вызывая быстрое затормаживание асинхронной нагрузки и обеспечивая совместный выбег электродвигателей с. н. (с мощностью 5% номинальной) лишь на время около 1,5 мин, что недостаточно для аварийного расхолаживания.
Для использования энергии выбега турбогенераторов с высокочастотной системой возбуждения требуются некоторые переключения в цепях возбуждения, которые зависят от требуемого закона изменения напряжения генератора с изменением скорости его вращения.

Выбег турбогенератора с переключением питания устройства УБФ с высокочастотного возбудителя (рис. 4-2) на независимый источник высокой частоты.

В качестве такого независимого источника можно принять высокочастотный подвозбудитель с электроприводом, питаемым от сети надежного питания I группы. Включение этого двигатель-генератора и переключение на него устройства УБФ должно производиться по импульсу аварийного расхолаживания. Поскольку автоматический регулятор возбуждения остается в работе, он стремится поддержать неизменным возбуждение выбегающего генератора, и его напряжение изменяется практически пропорционально скорости вращения

(4-3)
что подтверждается экспериментами на электродинамической модели и натурными испытаниями. Мощность двигатель — генератора для питания УБФ сравнительно невелика и для генератора 200 МВт составляет 3,5 кВт.

Источник

• ← выпадают волосы что не хватает в организме у женщины
• к чему снится что меня подстрелили →