Аварийного состояния

На 2.5 приведена принципиальная схема энергоблока АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. Схема является двухконтур-ной. Для обеспечения питания парогенераторов в случае отключения с. н. на АЭС предусмотрены аварийные ПЭН, присоединенные к системе надежного питания. Главные циркуляционные насосы (ГЦН) обладают большими маховыми массами, обеспечивающими надежное охлаждение активной зоны реактора и переход на естественную циркуляцию теплоносителя в первом контуре в режиме аварийного расхолаживания.

Наличие двух генераторных выключателей в схеме блока АЭС ( 2.23, е) снижает его надежность, но при этом обеспечивается режим аварийного расхолаживания энергетического реактора за счет энергии выбега генератора блока, не связанного с энергосистемой (выключатель Q1 отключен). Пуск и останов блока осуществляются от рабочего ТСН.

Вторую группу составляют потребители, которые допускают перерывы питания на время от десятков секунд до десятков минут, определяемые условиями режима аварийного расхолаживания. К ним относятся механизмы, обеспечивающие расхолаживание реактора и локализацию аварий в различных режимах, часть специальной вентиляции и аварийного освещения, системы биологической и технологической дозиметрии, часть потребителей турбогенераторов, обеспечивающих их надежный останов и сохранность при аварийном обесточивании.

Режим расхолаживания. Другой важной особенностью системы с.н. АЭС является наличие крупных механизмов, обеспечивающих расхолаживание энергетического реактора, связанного с процессом остаточного тепловыделения в активной зоне после прекращения цепной реакции деления урана. Различают нормальное и аварийное расхолаживание реактора. Режим аварийного расхолаживания сопровождается исчезновением переменного тока на АЭС как от рабочих, так и резервных ТСН в отличие от режима нормального расхолаживания. Процесс отвода тепла при расхолаживании обеспечивается циркуляцией теплоносителя через активную зону реактора. 130

Система аварийного расхолаживания не должна допускать перегрева оболочек тепловыделяющих элементов, кипения теплоносителя, возникновения термических напряжений в элементах конструкции реактора, а также должна быть надежной и быстродействующей. Циркуляция жидкого теплоносителя обеспечивается ГЦН, а газового — газодувками. Питание ГЦН осуществляется за счет или накопленной энергии больших маховых масс ГЦН, или энергии выбега основного генератора, или энергии выбега вспомогательного генератора, размещенного на одном валу с основным генератором.

За счет дополнительного использования маховых масс турбогенератора при переходе от схемы 3.4, я к схеме 3.4, в увеличивается время работы технологических механизмов реактора типа РБМК-1000 в режиме аварийного расхолаживания с 60 до 120 с. Это позволяет проводить режим естественной циркуляции в наиболее благоприятных условиях.

Устройство АВР запускает дизель-генератор, который в нормальном режиме не работает, но постоянно готов к пуску В настоящее время используются дизель-генераторы с автоматическим пуском мощностью до 5500 кВт, принимающие нагрузку через 10 —15 с с момента подачи команды на их запуск. Набор нагрузки производится ступенями в очередности, определяемой требованиями технологического процесса аварийного расхолаживания реактора, или методом частотного пуска [64]. Таким образом, с помощью дизель-генераторов обеспечивается электроснабжение потребителей второй группы.

На каждый блок АЭС предусматриваются по три независимые системы надежного питания. Независимость систем надежного питания обеспечивается по технологической и электрической частям и цепям управления. Каждая система способна обеспечить режим аварийного расхолаживания реактора.

На 3.7 даны две схемы подключения электродвигателей ГЦН с малыми маховыми массами. В первом варианте ( 3.7, а) для обеспечения аварийного расхолаживания реактора в схеме с.н. предусматривается дополнительная секция ВС, к которой подключаются два ГЦН. В аварийной ситуации электродвигатели ГЦН получают питание от вспомогательного генератора GA, помещенного на одном валу с основным генератором блока и использующего его энергию выбега. Во втором варианте ( 3.7, б) половина ГЦН обеспечивает аварийное расхолаживание реактора за счет энергии выбега турбогенератора.

9. Режим аварийного расхолаживания атомного реактора и его обеспечение на АЭС.

На АЭС также имеется большое число вспомогательных или обслуживающих систем со своими насосами: системы питания уплотнения ГЦН, маслоснабжения, организованных протечек, подпитки, аварийного расхолаживания и т. п. В этих системах используются как серийно выпускаемые, так и специально разработанные насосы.

т. е. характеризует вероятность аварийного состояния оборудования и недоотпуска энергии.

Вероятный недоотпуск электроэнергии при нарушении нормальной эксплуатации электростанции определяется по ве;юятности аварийного состояния оборудования. Так, например, при наличии в энергосистеме «1 блоков одного типа и н2 блоков другого типа вероятность одновременного выхода из строя mt и w2 блоков каждого типа будет иметь вид

В ряде установок необходима более тесная связь объекта с УВМ. В таких случаях используется асинхронный принцип связи УВМ с объектом. Вместо тактирующик импульсов в УВМ. поступают импульсы от датчиков прерывания ДП ( 1-3), непосредственно связанных с объектом (например, конечных выключателей, датчиков аварийного состояния и др.). Каждый импульс прерывания эквивалентен требованию о прекращении производимых вычислений и переходе к выполнению подпрограммы, соответствующей данному каналу прерывания. Управляющая вычислительная машина реагирует на им-пульсы прерывания с учетом права приоритета одних сигналов прерывания перед другими.

В простейших, но. весьма распространенных случаях состояние объекта контроля может характеризоваться одной контролируемой величиной, и нужно определить, к какой из двух возможных областей относится ее значение. Тогда результат контроля выражается утверждением: данный объект контроля «находится в норме» или «находится не в норме», «годен» или «брак». В то же время, например, при контроле хода доменного производства контролируемыми величинами являются температура, давление, состав шихты, газов и др., так как состояние плавки — довольно сложная функция множества контролируемых величин, а различаемых областей может быть несколько (вплоть до аварийного состояния).

Наибольшая оперативная гибкость схемы обеспечивается, если оперативные переключения в ней производятся выключателями или другими коммутационными аппаратами с дистанционным приводом. Если все операции осуществляются дистанционно, а еще лучше средствами автоматики, то ликвидация аварийного состояния значительно ускоряется.

Основным энергетическим оборудованием ГЭС являются главные агрегаты (турбины и генераторы) и главные трансформаторы. Эксплуатация этого оборудования оперативно подчинена непосредственно диспетчеру энергосистемы. Электрические распределительные устройства высокого напряжения, автоматические и телемеханические устройства системного назначения, турбинные затворы, оперативные затворы плотин и водопропускных устройств также находятся в непосредственном оперативном подчинении у диспетчера энергетической системы. Персонал ГЭС че имеет права по своему усмотрению, без ведома диспетчера системы, производить какие-либо операции на этом оборудовании. Обслуживание оборудования ГЭС во время его нормальной работы лежит на обязанности дежурного персонала ГЭС. Если нарушается нормальный режим работы оборудования, происходит авария или возникает угроза безопасности для обслуживающего персонала, дежурный инженер станции немедленно принимает меры к восстановлению нормального режима работы оборудования или к ликвидации аварийного состояния и сообщает об этом дежурному диспетчеру системы.

Горячая вода поступает в змеевик до того момента, пока давление в рабочем объеме не достигнет 1СГ3 Па. При достижении этого давления, измеряемого ионизационным датчиком 14, вакуумметр ВМБ-3 отключает клапан 10 и включает клапан «Хол. вода» 9. При повышении давления до 10"12 Па автоматически отключается клапан «Гор. вода» и закрывается клапан «Хол. вода». В магистрали, по которой поступает холодная вода для охлаждения паромасляного насоса, установлено реле 7. В случае недостаточного расхода воды оно срабатывает, в результате чего отключается нагреватель насоса и включается звонок, сигнализующий о возникновении аварийного состояния.

На рис: 2.17, а в качестве примера изображен вариант разбиения сигнальной плоскости на области решений с выделением зон стираний для систем сигналов с восьмипозиционной АФМ (см. 2.4,д и 2.7,а). Зона Z'c рассчитана на обнаружение случаев занижений уровня сигнала, а зона Z"c — случаев действия сильных импульсных помех. При выборе областей стираний, ограниченных окружностями с центром в начале координат, фактически осуществляется слежение за нахождением уровня принимаемого сигнала в определенных границах. Контроль уровня или каких-либо других параметров сигнала может осуществляться специальными устройствами, подключаемыми к приемнику УПС, которые называются детекторами качества сигнала. Сигналы стирания, вырабатываемые детекторами качества, используются для улучшения характеристик приема сообщений в устройствах защиты от ошибок или для сигнализации аварийного состояния канала.

Подстанции и распределительные устройства, как и все промышленные установки на магистральных газопроводах, должны 'быть надежными и оперативно маневренными, т. е. должны обеспечивать все необходимые переключения для ликвидации аварийного состояния, перестройки и работы на различные режимы КС и для вывода в ремонт с минимальным временем остановки технологического оборудования.

Чтобы уменьшить длительность аварийного состояния подстанции, применяют передвижные резервные трансформаторы мощностью до 25 — 32 MB • А, которые могут быть быстро доставлены на подстанцию с помощью автотранспорта и введены в работу. Время, необходимое для замены поврежденного трансформатора резервным, зависит от массы трансформатора и состояния дорог. Обычно для этого необходимо от 1 до 5 сут. На подстанциях, обеспеченных передвижным резервом, длительность аварийного состояния минимальна и число «нормальных суток» при аварийной перегрузке трансформатора не слишком велико.

После ликвидации аварийного состояния батарея должна быть заряжена. Зарядное устройство, присоединенное к сети СН станции, принимает на себя зарядный ток и нагрузку сети. Напряжение батареи повышается до 2,33 В на элемент.