onetwoclick.ru
Атомные электростанции (АЭС) производят электрическую и тепловую энергию через посредство термодинамического цикла. Ядерное топливо обладает весьма высокой теплотворной способностью – 1 кг урана 235 заменяет 2900 т угля.
В России эксплуатируется 10 атомных электростанций (табл.2.1) с суммарной установленной мощностью 22,4 ГВт после пуска 3 блока Калининской АЭС. Выработка электроэнергии на АЭС России составляет около 15% в общей структуре производства электроэнергии.
В отечественной энергетике получили распространение ядерные реакторы типов ВВЭР, РБМК, БН, ЭГП. Распределение реакторов различного типа по АЭС России показано в табл.2.1.
В табл.2.2 дано краткое сравнение реакторов различного типа по элек-трической мощности, количеству контуров, теплоносителю, способу замедления и типу нейтронов.
Характерной особенностью АЭС, оказывающей первостепенное влияние на принципы построения схем электроснабжения потребителей среднего напряжения (далее СН), на выбор источников питания и кратности их резервирования, является наличие остаточных тепловыделений в активной зоне после срабатывания аварийной защиты – рис.2.2. Эти тепловыделения обусловлены наличием запаздывающих нейтронов, радиоактивным распадом осколков деления, накопившихся в процессе работы реактора, и энергией, аккумулированной в ядерном горючем, теплоносителе, замедлителе и в элементах конструкции.
Наличие остаточных тепловыделений вызывает существенные отличия в электрической части АЭС, и прежде всего в системах электроснабжения механизмов СН нормальной эксплуатации и систем аварийного расхолаживания, по сравнению с электрической частью ТЭС. Действительно, после любой остановки АЭС, плановой или аварийной, нужно обеспечить непрерывную циркуляцию теплоносителя через активную зону для отвода энергии остаточных тепловыделений, а также работу теплообменных устройств для передачи энергии от теплоносителя в окружающую среду. 
Рис.2.2. Изменение остаточных тепловыделений в водо-водяных энергетических (1), канальных водографитовых (2) реакторах после их аварийной остановки. Вне зависимости от причины аварийной остановки реактора его расхолаживание должно осуществляться безотказно, включая и случаи исчезновения напряжения в сети СН от основный и резервных источников электроснабжения, связанных с сетью энергосистемы. Задачу электроснабжения должны при этом выполнять аварийные источники надежного питания. Это требование полностью относится и к электрооборудованию систем аварийного охлаждения реактора и локализации аварии, причем при разгерметизации контура циркуляции с выбросом теплоносителя и при действии средств пожаротушения кабельные трассы, распределительные устройства и другое оборудование могут оказаться в условиях высокой влажности и температуры и должны безотказно работать до полной ликвидации последствий аварии. Практика показывает, чти полное обесточивание всех главных циркуляционных насосов (ГЦН) реакторного и промежуточного контуров, а также питательных насосов и других потребителей СН– случай исключительно редкий, но в связи с тяжелыми последствиями такой аварии во всех реакторных установках предусматривают меры, обеспечивающие требуемый гарантированный расход теплоносителя.
В соответствии со сказанным условимся называть расхолаживанием с аварийным обесточиванием процесс отвода остаточных тепловыделений от аварийно остановленного реактора при полном исчезновении напряжения в системе СН, подключенных к генераторам АЭС и к сети энергосистемы.
Режим расхолаживания с обесточиванием не обязательно является следствием аварии в электрической части АЭС: он может возникнуть, например, в результате тяжелой системной аварии, сопровождающейся разделением энергосистемы на несинхронно работающие части, отключением агрегатов на электростанциях, в том числе и на рассматриваемой АЭС. Если при таких отключениях не удается сохранить энергоблок в работе на нагрузку СН, т. е. закроются стопорные клапаны турбин, а попытка подать питание от пускорезервных трансформаторов не увенчается успехом, то в этом случае может возникнуть режим расхолаживания реактора с полной потерей питания СН.
Наиболее тяжелым для АЭС является совпадение во времени аварийного обесточивания с так называемой максимальной проектной аварией (МПА). В этом режиме происходит разуплотнение реакторного контура и необходима работа всего комплекса защитных и локализующих устройств и автономных источников электроснабжения.
Прохождение режима расхолаживания ядерного реактора с аварийным обесточиванием, а также вероятность его возникновения во многом зависит от таких свойств ядерной энергетической установки, как устойчивость реактора при возмущениях в энергосистеме и в системе СН, от типа привода и инерции маховых масс ГЦН, от уровня мощности, при котором возможен переход на режим естественной циркуляции, от типа парогенераторов и конструкции барабанов сепараторов, от возможности использования инерции маховых масс турбогенераторов для целей расхолаживания, от наличия мощных автономных источников электроснабжения с малымвременем пуска.
Наибольшие трудности в осуществлении расхолаживания реактора при аварийном обесточивании возникают при использовании ГЦН с малыми маховыми массами. Здесь для предотвращения кризиса теплосъема в активной зоне необходимо обеспечить питание электродвигателей ГЦН энергией выбега турбогенераторов до момента перехода на естественную циркуляцию в реакторном контуре. Наличие ГЦН с большими маховыми массами позволяет при аварийном обесточивании переходить на режим естественной циркуляции в реакторном контуре без обязательного использования энергии выбега турбогенераторов.
На ТЭС, благодаря отсутствию остаточных тепловыделений, после аварийной остановки блока основная проблема заключается в обеспечении сохранности вращающегося технологического оборудования, что даже в условиях аварийного обесточивания сравнительно легко осуществляется спомощью аккумуляторной батареи и электродвигателей постоянного тока.
Атомные электростанции (АЭС) производят электрическую и тепловую энергию через посредство термодинамического цикла. Ядерное топливо обладает весьма высокой теплотворной способностью – 1 кг урана 235 заменяет 2900 т угля.
В России эксплуатируется 10 атомных электростанций (табл.2.1) с суммарной установленной мощностью 22,4 ГВт после пуска 3 блока Калининской АЭС. Выработка электроэнергии на АЭС России составляет около 15% в общей структуре производства электроэнергии.
В отечественной энергетике получили распространение ядерные реакторы типов ВВЭР, РБМК, БН, ЭГП. Распределение реакторов различного типа по АЭС России показано в табл.2.1.
В табл.2.2 дано краткое сравнение реакторов различного типа по электрической мощности, количеству контуров, теплоносителю, способу замедления и типу нейтронов.
Характерной особенностью АЭС, оказывающей первостепенное влияние на принципы построения схем электроснабжения потребителей СН, на выбор источников питания и кратности их резервирования, является наличие остаточных тепловыделений в активной зоне после срабатывания аварийной защиты – рис.2.2. Эти тепловыделения обусловлены наличием запаздывающих нейтронов, радиоактивным распадом осколков деления, накопившихся в процессе работы реактора, и энергией, аккумулированной в ядерном горючем, теплоносителе, замедлителе и в элементах конструкции.
Наличие остаточных тепловыделений вызывает существенные отличия в электрической части АЭС, и прежде всего в системах электроснабжения механизмов СН нормальной эксплуатации и систем аварийного расхолаживания, по сравнению с электрической частью ТЭС. Действительно, после любой остановки АЭС, плановой или аварийной, нужно обеспечить непрерывную циркуляцию теплоносителя через активную зону для отвода энергии остаточных тепловыделений, а также работу теплообменных устройств для передачи энергии от теплоносителя в окружающую среду.
Рис.2.2. Изменение остаточных тепловыделений в водо-водяных энергетических (1), канальных водографитовых (2) реакторах после их аварийной остановки. Вне зависимости от причины аварийной остановки реактора его расхолаживание должно осуществляться безотказно, включая и случаи исчезновения напряжения в сети СН от основный и резервных источников электроснабжения, связанных с сетью энергосистемы. Задачу электроснабжения должны при этом выполнять аварийные источники надежного питания. Это требование полностью относится и к электрооборудованию систем аварийного охлаждения реактора и локализации аварии, причем при разгерметизации контура циркуляции с выбросом теплоносителя и при действии средств пожаротушения кабельные трассы, распределительные устройства и другое оборудование могут оказаться в условиях высокой влажности и температуры и должны безотказно работать до полной ликвидации последствий аварии. Практика показывает, чти полное обесточивание всех главных циркуляционных насосов (ГЦН) реакторного и промежуточного контуров, а также питательных насосов и других потребителей СН– случай исключительно редкий, но в связи с тяжелыми последствиями такой аварии во всех реакторных установках предусматривают меры, обеспечивающие требуемый гарантированный расход теплоносителя.
В соответствии со сказанным условимся называть расхолаживанием с аварийным обесточиванием процесс отвода остаточных тепловыделений от аварийно остановленного реактора при полном исчезновении напряжения в системе СН, подключенных к генераторам АЭС и к сети энергосистемы.
Режим расхолаживания с обесточиванием не обязательно является следствием аварии в электрической части АЭС: он может возникнуть, например, в результате тяжелой системной аварии, сопровождающейся разделением энергосистемы на несинхронно работающие части, отключением агрегатов на электростанциях, в том числе и на рассматриваемой АЭС. Если при таких отключениях не удается сохранить энергоблок в работе на нагрузку СН, т. е. закроются стопорные клапаны турбин, а попытка подать питание от пускорезервных трансформаторов не увенчается успехом, то в этом случае может возникнуть режим расхолаживания реактора с полной потерей питания СН.
Наиболее тяжелым для АЭС является совпадение во времени аварийного обесточивания с так называемой максимальной проектной аварией (МПА). В этом режиме происходит разуплотнение реакторного контура и необходима работа всего комплекса защитных и локализующих устройств и автономных источников электроснабжения.
Прохождение режима расхолаживания ядерного реактора с аварийным обесточиванием, а также вероятность его возникновения во многом зависит от таких свойств ядерной энергетической установки, как устойчивость реактора при возмущениях в энергосистеме и в системе СН, от типа привода и инерции маховых масс ГЦН, от уровня мощности, при котором возможен переход на режим естественной циркуляции, от типа парогенераторов и конструкции барабанов сепараторов, от возможности использования инерции маховых масс турбогенераторов для целей расхолаживания, от наличия мощных автономных источников электроснабжения с малымвременем пуска.
Наибольшие трудности в осуществлении расхолаживания реактора при аварийном обесточивании возникают при использовании ГЦН с малыми маховыми массами. Здесь для предотвращения кризиса теплосъема в активной зоне необходимо обеспечить питание электродвигателей ГЦН энергией выбега турбогенераторов до момента перехода на естественную циркуляцию в реакторном контуре. Наличие ГЦН с большими маховыми массами позволяет при аварийном обесточивании переходить на режим естественной циркуляции в реакторном контуре без обязательного использования энергии выбега турбогенераторов.
На ТЭС, благодаря отсутствию остаточных тепловыделений, после аварийной остановки блока основная проблема заключается в обеспечениисохранности вращающегося технологического оборудования, что даже в условиях аварийного обесточивания сравнительно легко осуществляется с помощью аккумуляторной батареи и электродвигателей постоянного тока.
Читайте о ГЭС и ГАЭС”>выработкеэлектроэнергии на ГЭС и ГАЭС.
