Особенности электрической части атомных электростанций - Фельдман М.Л., Черновец А.К.

Автор: Фельдман М.Л. Черновец А.К.
Теги: энергетика атомная физика ядерные реакторы
Год: 1972
Похожие
Тепловые и атомные электрические станции
Атомные электрические станции с реакторами ВВЭР-1000
Атомные электрические станции
Справочник монтажника тепловых и атомных электростанций. Технология монтажных работ
Текст
                    6П2.11
Ф39
УДК /621.311.25 : 621.039/002.51 : 621.313/.316
Фельдман М. Л., Черновец А. К.
Ф39 Особенности электрической части атомных электростан-
ций.-Л., «Энергия», 1972.
168 с. с ил.
В книге излагаются основные особенности и отличия электрической части
современных мощных атомных электростанций от электрической части тепловых
электростанций на органическом топливе. Дается краткая характеристика техно-
логических схем перспективных типов атомных электростанций с рассмотрением
наиболее важных механизмов собственных нужд и их электропривода. На основе
рассмотрения характеристик режимов работы, и в частности режима аварийного
расхолаживания, формулируются требования к надежности электроснабжения ме-
ханизмов собственных нужд и показывается, за счет каких средств эти требова-
ния выполняются. Рассматриваются особенности главных схем электрических сое-
динений атомных электростанций и анализируются особенности их участия в по-
крытии графика нагрузок энергосистемы.
Книга предназначена для инженерно-технических работников, занимающихся
проектированием и эксплуатацией атомных электростанций, а также для студен-
тов, аспирантов и преподавателей энергетических вузов.
3-3-15
6П2.11
84-72
Рецензенты Ш. С. Майзель, К. Я. Федоров
Михаил Львович Фельдман
Александр Кузьмин Черновец
ОСОБЕННОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ
АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
/
Редакторы; В. В. Лебедева, В. А. Кипрушев. Художественный редактор Г. А. Гудков.
Технический редактор О. С. Житникова. Корректор А. Ф. Кузнецова.
Сдано в набор 10/VIII 1972 г. Подписано в печать ^6/Х 1972 г. М-06796. Формат 60X90l/ie.
Бумага типографская № 2. Бум. л. 5,25. Уч.-изд. л. 11,83. Тираж 4500 экз. Заказ № 1795.
Цена 1р. 06 к. ^ '
Ленинградское отделение издательства «Энмэгия» /Марсово поле, 1
Ленинградская типография № 4 Союзполиграфпоома при Государственном комитете Со-
вета Министров СССР по делам издательст\, полиграфии и книжной торговли, 196126,
гор. Ленинград, Социалистическая, 14. \ i
ПРЕДИСЛОВИЕ
Предлагаемая книга посвящается особенностям построения
схем питания механизмов собственных нужд и главных схем
электрических соединений атомных электростанций (АЭС),
а также особенностям их работы в системе совместно с другими
типами станций.
В последние годы как в СССР, так и за рубежом проводились
исследовательские, расчетные и проектно-конструкторские ра-
боты по атомным электростанциям с реакторами различных ти-
пов, завершившиеся созданием вначале опытно-промышленных
атомных электростанций, а затем и мощных АЭС, находящихся
непосредственно в ведении энергосистем [1, 2,.'3, 4, 5]. В резуль-
тате этих работ атомные электростанции стали не только конку-
рировать с тепловыми электростанциями, но теперь'и превос-
ходят последние по ряду технико-экономических показателей.
Уже в настоящее время доля АЭС в балансе вновь вводимых
энергетических мощностей составляет в некоторых странах до
50%, в дальнейшем она возрастает еще более [6].
До последнего времени основное внимание уделялось техно-
логической и тепловой части АЭС, что нашло отражение и в те-
матике опубликованной литературы по атомным электростан-
циям: и в отечественной, и в зарубежной литературе нет
систематизированных изданий по электрической части АЭС,
а приводятся лишь описания электрических схем некоторых конк-
ретных атомных электростанций. Между тем вопросы рацио-
нального построения электрической части АЭС играют боль-
шую роль как в технико-экономическом, так и в технологическом
смысле, зачастую определяя безопасность и жизнеспособность
установки.
При изложении материала авторы старались придерживаться
общих принципов в решении большинства вопросов, с тем чтобы
эти решения можно было использовать для АЭС с реакторами
разных типов и различной мощности. На протяжении всей книги
проводится мысль о тесной связи и взаимном влиянии техноло-
гической и электрической части станции и необходимости комп-
3

лексного решения и тесной взаимной увязки этих вопросов. При
этом учитываются особенности технологических схем и механиз-
мов собственных йужд АЭС.
В силу необходимости такого комплексного рассмотрения
в книге содержатся необходимые сведения о технологических
схемах наиболее перспективных АЭС и о специфике некоторых
механизмов собственных нужд и их электропривода, которые не
встречаются на тепловых электростанциях (ТЭС) на органиче-
ском топливе.
Основные отличия электрической части АЭС от электриче-
ской части ТЭС проявляются в построении схемы питания соб-
ственных нужд, что является следствием наличия на АЭС та-
кого специфического режима, как (режим аварийного расхола-
живания, а также объясняется необходимостью обеспечить
гораздо более высокую надежность электроснабжения ряда от-
ветственных механизмов. В результате на АЭС появляются спе-
циальные сети и источники надежного питания, используется сов-
местный выбег турбогенераторов с механизмами собственных
нужд, возникает необходимость обеспечения условий успешного
пуска и самозапуска ряда мощных электродвигателей собствен-
нуж нужд от автономных источников соизмеримой мощности,
а также необходимость получения количественных показателей
надежности электроснабжения механизмов собственных нужд и
анализа мер по ее повышению.
Атомные электростанции присоединяются к энергосистеме и
выдают свою мощность в сеть аналогично тому, как это де-
лается на ТЭС на органическом топливе, но ряд характерных
особенностей имеется и здесь, например: при решении вопроса
о целесообразности объединения блоков по электрической части,
при выборе точек присоединения резервных трансформаторов
собственных нужд и в других случаях. Поскольку современные
АЭС работают параллельно с тепловыми станциями на органи-
ческом топливе и гидростанциями и участвуют на равных пра-
вах в покрытии графика электрической нагрузки системы, воз-
никает очень важный вопрос о наивыгоднейшем распределении
нагрузок между различными типами станций в такой смешанной
энергосистеме и о режиме регулирования мощности АЭС разных
типов в масштабе суточных, месячных и годовых графиков элек-
трической нагрузки.
Авторы выражают благодарность проф. С. В. Усову, доц.
Т. А. Кузнецкой, инж. К. Я. Федорову и инж. Ш. С. Майзелю
за ценные замечания, высказанные при подготовке рукописи
к печати.
ГЛАВА ПЕРВАЯ
РОЛЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СХЕМ
И ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ В ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМ
ЦИКЛЕ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
НА АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
1-1. Технологические схемы АЭС с различными типами
энергетических реакторов и взаимосвязь технологической
и электрической частей АЭС
При решении электротехнических вопросов, связанных с кон-
кретной АЭС, необходимо в совершенстве знать технологиче-
ский цикл производства электроэнергии с учетом конкретных
особенностей используемого энергетического реактора и тепло-
силового оборудования, а также назначение и параметры каж-
дого из электродвигателей и других электроприемников всех ме-
ханизмов станций. Эта необходимость увязки и согласования
технологической и электрической частей АЭС с различными
реакторами будет постоянно подчеркиваться и учитываться нами
во многих разделах: при рассмотрении режима аварийного рас-
холаживания, при выборе схемы питания и резервирования ме-
ханизмов собственных нужд, при расчетах надежности электри-
ческой части АЭС и обеспечения бесперебойности электроснаб-
жения в нормальных и аварийных режимах и т. д.
В настоящее время в мировой практике сложились три основ-
ных типа энергетических реакторов на тепловых нейтронах, по-
лучившие наиболее широкое распространение и составляющие
основу национальных программ по развитию ядерной энергетики
на ближайшие десятилетия-.
1. Водо-водяные реакторы корпусного типа (LWR), в кото-
рых замедлителем и теплоносителем служит обычная вода, цир-
кулирующая в контуре под давлением. Реакторы этого типа раз-
деляются на две подгруппы: с некипящей водой под давлением
(PWR), работающие по двухконтурной схеме (рис. 1-1), и ре-
акторы с кипящим теплоносителем, работающие по одноконтур-
ной схеме (BWR).
5

-вода добавочной воды
■ пар
конденсат
L_rr ^щр-
Р«с. /-/. Технологическая схема АЭС с водо-водяным некипящим
реактором (PWR)
1 — реактор; 2 — главный циркуляционный насос; 3 — электронагреватели компенса-
тора объема; 4 — компенсатор объема; 5 — парогенератор; 6 — регенеративные подогрева-
тели высокого давления; 7 — сливной насос сепаратора; 8 — сепаратор-пароперегрева-
тель; 9 — турбогенератор; 10 г- конденсатор; // — циркуляционный насос турбины; 12 — кон-
денсатный насос; 13 — дренажный насос; 14 — бак дренажных вод; 15 — регенеративные
подогреватели низкого давления; 16 — сливные насосы регенеративных подогревателей
низкого давления; 17 -* деаэратор; 18 — питательный насос; 19— аварийный питательный
ыасос; 20 — насос аварийного расхолаживания; 21 — теплообменник расхолаживания;
22 — насос расхолаживания бассейна выдержки и шахты перегрузки; 23 — бак чистого
конденсата; 24 — подающий насос; 25 — аварийный насос раствора .бора; 26— насос
раствора бора жидкостной системы регулирования; 27—аварийный подпиточный на-
сос; 28 — подпиточный насос; 29 — деаэратор подпитки первого контура
2. Усовершенствованные газоохлаждаемые реакторы корпус-
ного типа (AGR) с углекислым газом в качестве теплоносителя
и графитовым замедлителем (рис. 1-2).
3. Реакторы канального типа, в которых давление теплоно-
сителя воспринимается не корпусом реактора, а стенкой рабо-
чего канала. Реакторы этого типа разделяются на две под-
группы— водографитовые, охлаждаемые кипящей обычной во-
дой и работающие по одноконтурной схеме аналогично реакто-
рам типа BWR (рис. 1-3), и тяжеловодные с некипящей тяже-
лой или природной водой в качестве теплоносителя и с тяжело-
водным замедлителем, работающие по двухконтурной схеме
аналогично реакторам типа PWR.
На рис. 1-1, 1-2, 1-3 приведены принципиальные техноло-
гические схемы производства электроэнергии с указанием основ-
ных механизмов собственных нужд, снабженных, как правило,
электроприводом.
6
":_" -~ ПаР
Нонденсат
Рис. 1-2. Технологическая схема АЭС, с усовершенствованным графито-газо-
вым реактором (AGR)
1 — реактор; 2 — прямоточный парогенератор с промежуточным перегревом; 3 — газодув-
ка; 4 — турбогенератор; 5 — конденсатор; 6 — циркуляционный насос турбины; 7 — кон-
денсатный насос; 8 — регенеративные подогреватели низкого давления; 9 — деаэратор;
10 — питательный насос; 11 — регенеративные подогреватели высокого давления
Рис. 1-3. Технологическая схема АЭС с канальным водографитовым реактором
на насыщенном паре
1 — реактор; 2 — испарительный канал; 3 — барабан-сепаратор; 4 — конденсатный насос
технологического конденсатора; 5 — технологический конденсатор; 6—циркуляционный на-
сос технологического конденсатора; 7 — турбогенератор; 8 — сепаратор влаги; 9—про-
межуточный пароперегреватель; 10 — конденсатор; // — циркуляционный насос тур-
бины; 12 — конденсатный насос; 13 — конденсатоочистка; 14 — насос конденсатоочистки;
15 — регенеративные подогреватели; 16 — питательный насос; /7 — деаэратор; 18 — аварий-
ный питательный насос; 19 — циркуляционный насос добавочной воды; 20 — главный цир-
куляционный насос; 21 — насос системы уплотнений ГЦН; 22 — насос технической воды
охлаждения реактора; 23 — газодувка охлаждения кладки реактора, цвета те же, синим —
вода.
7

Водо-водяные энергетические реакторы выполняются на
электрическую мощность до 1200 Мет (рассматриваются про-
екты до 2500 Мет) в четырех-шестипетельном исполнении с ис-
пользованием цикла насыщенного пара давлением до 63,5 бар
(65 ат) (рис. 1-1). Для них разработаны специальные четырех-
полюсные турбогенераторы (пока используются и двухполюс-
ные) с промежуточными сепараторами — пароперегревателями.
Имеется тенденция создания АЭС такого типа по моноблочной
схеме реактор—турбогенератор, однако большое распростране-
ние получили и АЭС с двумя турбогенераторами на один реак-
тор. Мощные кипящие реакторы водо-водяного типа (BWR) в по-
давляющем большинстве случаев выполняются с внутрикорпус-
ной сепарацией пара с осевым подводом пароводяной смеси,
что позволяет уменьшить количество и производительность цир-
куляционных петель. Производительность главных циркуляцион-
ных насосов в этих реакторах эффективно снижается также
за счет применения встроенных в корпус аппарата эжекторных
насосов. Для одноконтурных схем с кипящими реакторами как
корпусного, так и канального типа характерен переход на реге-
неративные подогреватели контактного типа (вместо поверхно-
стных) и введение мощной системы конденсатоочистки, рассчи-
танной на полную производительность конденсаторов. В резуль-
тате этого появляются конденсатные насосы II ступени (рис. 1-3),
увеличивается их мощность и изменяются условия работы насо-
сов, обслуживающих регенеративную систему. Тепловая схема
АЭС с BWR аналогична приведенной на рис. 1-3. АЭС с водо-во-
дяными реакторами имеют систему перегрузки ядерного горю-
чего со съемом крышки, т. е. при остановленном и расхоложен-
ном реакторе. В целях исключения дорогостоящих главных цир-
куляционных насосов и улучшения эксплуатационных свойств
АЭС разработаны водо-водяные реакторы некипящего типа
с естественной циркуляцией и со встроенными в корпус реактора
парогенераторами.
Усовершенствованные графито-газовые реакторы (AGR) вы-
полняются на электрическую мощность до 1200 Мет, имеются
проекты и на 2500 Мет. АЭС этого типа характеризуются при-
менением интегральной компоновки, когда в корпусе из предва-
рительно напряженного железобетона, одновременно выполняю-
щем функции биологической защиты и выдерживающем дав-
ление углекислого газа до 49 бар, размещены активная зона
реактора, парогенераторы с промежуточным перегревом (как пра-
вило, прямоточного типа), газодувки, циркуляционная система
для газа, патрубки для перегрузки ядерного горючего и для си-
стемы управления и защиты. Станции с реакторами этого типа
по своему технологическому циклу и параметрам пара наиболее
близки к современным ТЭС и используют во втором контуре
стандартные паровые турбины на докритические параметры
пара (рис. 1-2) с последующим переходом на сверхкритические
8
параметры. Применение усовершенствованных AGR позволило
без ущерба для экономичности отказаться от цикла пара двух
давлений и повысить температуру регенеративного подогрева
питательной воды до величины, принятой на ТЭС с органическим
топливом. Реакторы типа AGR имеют систему непрерывной пе-
регрузки ядерного горючего на ходу.
Водо-графитовые кипящие канальные реакторы являются
универсальными в том смысле, что на них может быть реализо-
ван любой из циклов, начиная от цикла насыщенного пара
(рис. 1-3) и кончая циклом на сверхкритических параметрах
с ядерным перегревом пара. В случае использования цикла на-
сыщенного пара параметры турбинного оборудования стремятся
унифицировать с АЭС с водо-водяными реакторами (рис. 1-1).
Перегрузка ядерного горючего выполняется, как правило, при
остановленном реакторе, но нет препятствий к ее осуществле-
нию и на ходу.
Канальные тяжеловодные реакторы по схеме второго кон-
тура и параметрам цикла практически не отличаются от водо-
водяных некипящих реакторов — рис. 1-1. Тяжеловодные реак-
торы, работающие на природном уране, имеют наиболее совер-
шенную систему непрерывной перегрузки ядерного горючего на
ходу и отличаются от других типов реакторов системой управ-
ления и защиты. В ней используется небольшое число регули-
рующих стержней благодаря изменению уровня замедлителя
в корпусе реактора вплоть до аварийного слива; это находит от-
ражение в структуре электрооборудования системы управления
и защиты (СУЗ).
Если энергетические реакторы на тепловых нейтронах раз-
вивались по различным конструктивным направлениям, то реак-
торы на быстрых нейтронах по существу не отличаются друг от
друга принятыми схемами и конструктивными решениями, пред-
ставляя собой трехконтурные установки (рис. 1-4) с жидкоме-
таллическим теплоносителем в первом и втором контурах. Тре-
тий контур по параметрам пара аналогичен контуру тепловой
схемы на современных ТЭС и может использовать стандартное
турбинное оборудование на докритических или сверхкритических
параметрах пара. Общей тенденцией для АЭС с быстрыми энер-
гетическими реакторами является применение интегральной ком-
поновки, когда сам реактор, зона выдержки отработавших
тепловыделяющих элементов (ТВЭ), механизм перегрузки, эле-
ваторы, промежуточные теплообменники первого — второго кон-
туров, главные циркуляционные насосы располагаются в общем
корпусе, окруженном биологической защитой. В реакторах этого
типа — система перегрузки при остановленной реакции деления,
но при нерасхоложенных контурах. С течением времени преду-
сматривается переход на непрерывную перегрузку на ходу.
Рассмотрение технологических схем АЭС с различными ре-
акторами показывает, что они существенным образом влияют
9

Рис. 1-4. Технологическая схема АЭС с реактором на быстрых нейтронах
1 — реактор; 2 — воздуходувка системы охлаждения фильтр-ловушек; 3 — электронагре-
ватели обогрева оборудования с жидкометаллическим теплоносителем; 4 — теплообмен-
ники I—II контуров; 5 — парогенератор-пароперегреватель; 6 — промежуточный паро-
перегреватель; 7 — турбогенератор; 8 — циркуляционный насос турбины; 9 — конденсат-
ный насос; 10 — конденсатоочистка; // — насос намыва целлюлозы; 12 — насос конден-
сатоочистки; 13 — регенеративные подогреватели низкого давления; 14 — деаэратор; 15 —
конденсатный насос технологического конденсатора; 16 — технологический конденсатор;
/7 —циркуляционный насос технологического конденсатора; 18 — питательный насос;
19 — аварийный питательный насос; 20 — регенеративные подогреватели высокого дав-
ления; 21 — главный циркуляционный насос II контура; 22 — электромагнитные насосы
заполнения жидкометаллических контуров; 23 — главный циркуляционный насос I кон-
тура; 24 — нагнетатель
на электрическую часть станции, причем это влияние прояв-
ляется в следующем.
1. Количество турбогенераторов на реактор определяет
принципиальную возможность использования выбега турбо-
генератора для питания механизмов собственных нужд от
основного генератора. В частности при моноблоках такая
возможность исключается, вследствие чего в схемах пита-
ния собственных нужд моноблочных АЭС будут различия
по сравнению со случаем использования нескольких турбо-
генераторов.
2. На АЭС появляется ряд механизмов собственных
нужд, не встречающихся на ТЭС на органическом топливе.
Специфику этих механизмов необходимо рассмотреть, по-
скольку они оказывают существенное влияние на построе-
ние схемы питания собственных нужд (с. н.).
3. В зависимости от типа реактора на АЭС использу-
ются либо стандартные турбогенераторы с обслуживаю-
10
щими их механизмами собственных нужд (усовершенство-
ванные графито-газовые AGR, канальные кипящие, быст-
рые), либо турбогенераторы нестандартные, работающие
на насыщенном паре (водо-водяные, тяжеловодные), к тому
же радиоактивном (корпусные кипящие). Поэтому и в этой
части собственные нужды имеют большее или меньшее от-
личие от ТЭС на органическом топливе.
Различия в технологических схемах и в механизмах
собственных нужд определяют существенные различия и
в характере протекания такого важнейшего режима, как
режим аварийного расхолаживания. Технологическая схема
АЭС, тип реактора и свойства механизмов собственных
нужд определяют диапазон регулирования электрической
мощности АЭС и допустимую скорость набора и уменьше-
ния нагрузки, что очень существенно при исследовании во-
проса об участии АЭС в покрытии графика электрических
нагрузок энергосистемы. Взаимная увязка технологических
и электротехнических вопросов позволяет установить, какие
из параметров технологического, тепломеханического или
электротехнического оборудования следует изменить, чтобы
АЭС была наилучшим образом приспособлена к выполне-
нию тех функций, которые возлагает на нее энергетическая
система.
1-2. Основные типы энергетических реакторов для АЭС,
намечаемых к сооружению в СССР
Известно, что на ближайший период основу программы раз-
вития ядерной энергетики в СССР и социалистических странах
составят реакторы на тепловых нейтронах следующих типов:
с некипящей водой под давлением типа ВВЭР-440 и с турбинами
К-220-44 (рис. 1-1) с последующим переходом на ВВЭР-500 и
ВВЭР-1000 с турбинами К-500-65 [4, 8]; кипящие одноконтурные
канальные реакторы с графитовым замедлителем мощностью
1000 Мет с турбинами К-500-65 (рис. 1-3), вначале на насыщен-
ном паре, а в последующем реакторы мощностью 1000 Мет на
паре сверхкритических параметров с турбинами К-500-240 [4].
Что же касается генеральной линии в программе раз-
вития атомной энергетики СССР, то она основана на
строительстве быстрых реакторов — размножителей [2,
3, 4], первыми мощными установками среди которых ста-
нут реакторы типа БН-350 с турбинами ВР-50 и БН-600
с турбинами К-200-130 (рис. 1-4).
Основными характерными особенностями, которые нужно учи-
тывать при составлении схем питания собственных нужд АЭС
с перечисленными реакторными блоками, являются: наличие на
первом этапе двух (ВВЭР-440, РК-Ю00, тяжеловодно-газовый
реактор) или даже трех (БН-600) турбогенераторов на блок,
И

зачастую связанных в электрическом отношении (см. гл. V),
лишь в дальнейшем предполагается переход на схему монобло-
ков; применение в схемах с ВВЭР-440 бессальниковых цирку-
ляционных насосов с малыми маховыми массами, требующих
обеспечения питания за счет энергии выбега турбогенераторов;
применение в схемах с РК-1000 и БН-600 главных циркуляци-
онных насосов с ограниченными контролируемыми протечками
с большими маховыми массами, в принципе достаточными для
проведения режима аварийного расхолаживания без использо-
вания энергии выбега турбогенератора.
1-3. Особенности электрооборудования и механизмов
собственных нужд АЭС
Главные циркуляционные насосы. Особую роль среди
механизмов собственных нужд АЭС играют главные цир-
куляционные насосы (ГЦН), обеспечивающие циркуляцию
теплоносителя через активную зону, благодаря своей мощ-
ности (в ряде случаев большей, чем у питательных насо-
сов ТЭС, работающих на сверхкритических параметрах),
а в особенности благодаря более высокой надежности их
питания и электроснабжения обеспечивающих их систем.
Рассмотрим две основные модификации таких насосов, при-
меняемые в настоящее время на реакторах с водяным тепло-
носителем: герметические насосы бессальникового типа и на-
сосы с ограниченной контролируемой протечкой [9, 16]. Уни-
кальные бессальниковые ГЦН имеют производительность до
15000 мг1ч, работают в условиях высоких давлений (до 196 бар)
и температур (300° С и выше), развивают напор до 5 бар и
имеют мощность приводного двигателя около 2000 кет. Такими
герметическими циркуляционными водяными насосами отече-
ственной конструкции оборудованы первые контуры I и II бло-
ков Ново-Воронежской АЭС, I и II блоков Белоярской АЭС,
Мелекесской АЭС, а также станции с реактором ВВЭР-440.
В отличие от насоса обычного исполнения (в котором вращающий мо-
мент передается от электродвигателя, расположенного вне насоса, через вал,
уплотняемый сальником) в бессальниковом электронасосе энергия от статора
к ротору встроенного электродвигателя передается индуктивно, через пере-
городку, разделяющую статорную и роторную полости. В этом случае статор
остается сухим, защищенным от попадания в него перекачиваемой насосом
жидкости, находящейся под давлением.
Ротор же электродвигателя вращается в среде перекачиваемого тепло-
носителя, опираясь на подшипники из специальных антифрикционных мате-
риалов, смазываемые и охлаждаемые одной и той же жидкостью (водой);
в некоторых конструкциях применяются гидростатические подшипники. Рабо-
чее колесо насоса насажено на вал ротора, и тем самым достигается полная
герметичность роторной полости, не требующая уплотнения вала. Протечки
рабочей жидкости в атмосферу в таком герметическом насосе отсутствуют,
что очень существенно при перекачивании радиоактивных теплоносителей.
Энергия, эквивалентная потерям в насосном агрегате, отводится теплоноси-
телем автономного контура и воздухом, циркулирующим в области лобовых
12
частей обмоток и передается технической воде в специальных теплообменни-
ках. Герметический насос аварийно останавливается при прекращении цир-
куляции во вспомогательных системах охлаждения. Для резервирования вспо-
могательной крыльчатки автономного контура в случае ее поломки при ра-
боте насоса, а также для осуществления циркуляции в автономном контуре
при выбеге и во время остановок ГЦН на горячем теплоносителе первого
контура используется специальный вспомогательный бессальниковый гермети-
ческий электронасос (ВЦЭН) мощностью в несколько киловатт.
Помимо конструкций с «сухим» статором, разработаны и
успешно применяются герметические насосы с так называемым
«мокрым» статором, описанные в работе [9].
В электродвигателях с «сухим» статором, несмотря на при-
менение для тонких перегородок немагнитных материалов с вы-
соким удельным сопротивлением, возникают значительные до-
бавочные потери, уменьшающие к. п. д. насосного агрегата в це-
лом до 0,5—0,55 против 0,8—0,85 в конструкциях с обычным
электроприводом или с электродвигателем с «мокрым» стато-
ром. Такие перегородки существенно увеличивают главный за-
зор, что приводит к повышению потребления электродвигате-
лем реактивной мощности и снижению коэффициента мощности
до 0,35—0,55 против 0,75—0,8 для стандартных асинхронных
двигателей аналогичной мощности. Очень серьезной аварией,
требующей квалифицированного ремонта, является повреждение
перегородки.
Общим недостатком всех бессальниковых герметических
электронасосов в случае применения их в основных циркуляци-
онных контурах АЭС является малая инерция маховых масс и
невозможность увеличения ее путем установки маховика, что
делает эти насосы (и станции, ими оборудованные) весьма чув-
ствительными даже к кратковременным понижениям питающего
напряжения, заставляет применять для их питания вспомога-
тельные генераторы собственных нужд и использовать электри-
ческий выбег в аварийных режимах. До разработки и промыш-
ленной проверки [12, 13] мер, обеспечивающих бесперебойное
электроснабжение ГЦН электроэнергией выбегающих турбоге-
нераторов даже при самых тяжелых системных авариях (см.
гл. 4), электродвигатели бессальниковых ГЦН выполнялись двух-
скоростными с питанием от аккумуляторных батарей через дви-
гатель-генератор, как это сделано на I и II блоках Ново-Воро-
нежской АЭС (НВ АЭС).
Из обслуживающих ГЦН систем очень высокие требования
к надежности электроснабжения предъявляют вспомогательные
циркуляционные насосы автономного контура охлаждения и на-
сосы технической воды, подающие воду во вторичный контур
теплообменников ГЦН. Даже в условиях полного обесточива-
ния их питание должно быть восстановлено через 20—30 сек
от автономного источника и обеспечиваться весь период расхо-
лаживания даже при остановленных ГЦН из-за опасности по-
вреждения их подшипников, перегородки и изоляции обмотки
13

в результате действия на них горячего теплоносителя первого
контура.
Герметические бессальниковые электронасосы находят широкое примене-
ние не только в качестве ГЦН, но и на АЭС в системах спецводоочистки,
сбора радиоактивных протечек, в системах дезактивации оборудования и за-
хоронения жидких радиоактивных отходов, где их преимущества по сравне-
нию с любым другим типом насоса неоспоримы. Принцип их конструктивного
исполнения остается прежним, но уменьшается мощность, количество вспомо-
гательных систем и требования к надежности электроснабжения. При пере-
качке низкопотенциальных теплоносителей специальные контуры охлажде-
ния отсутствуют.
Проектирование и сооружение мощных АЭС (500 Мет и
выше) с водоохлаждаемыми реакторами вызвало необходимость
разработки бессальниковых циркуляционных насосов очень боль-
шой производительности (10 000—14 000 м3/ч и выше), которые
требуют для своего привода электродвигателей мощностью
свыше 2000 кет.
Создание таких электродвигателей по схемам бессальнико-
вого типа сопряжено с большими техническими трудностями,
в основном из-за больших потерь, низкого coscp и худших пу-
сковых характеристик, чем у стандартных асинхронных электро-
двигателей. В настоящее время для ядерных энергетических
реакторов созданы бессальниковые циркуляционные насосы
с механическими уплотнениями вала насоса, обеспечивающие
ограниченные, относительно стабильные, малые по величине
и контролируемые в процессе эксплуатации утечки воды, но не
основного контура, а уплотняющего, нерадиоактивного. Главные
преимущества бессальниковых насосов с ограниченными утеч-
ками по сравнению с герметическими (с нулевыми утечками)
состоят в следующем:
1) стоимость насоса с механическим уплотнением вала ниже,
в основном, за счет применения электродвигателя нормального
исполнения; 2) коэффициент полезного действия насосов с ме-
ханическим уплотнением на 10—15% выше (отсутствуют по-
тери в перегородке, потери на трение ротора в воде), что очень
существенно для агрегатов большой мощности; 3) насосы с уп-
лотнением вала позволяют применять как электрический, так и
паровой привод. Электродвигатель не находится в контакте с ра-
диоактивной средой, при неисправностях может легко заменяться
и ремонтироваться в обычных условиях; 4) при необходимости
на главный циркуляционный насос с уплотнением вала может
быть установлен маховик, что увеличивает инерционный выбег,
позволяет снизить требования к надежности его электроснабже-
ния и применить более простую схему питания механизмов соб-
ственных нужд с одновременным улучшением эксплуатацион-
ных характеристик АЭС во всех режимах, включая аварийные
с полным обесточиванием.
Насосы такого типа, начиная с 1966 г., устанавливаются
практически на всех станциях США с водоохлаждаемыми реак-
14
торами — кипящими (BWR) и некипящими (PWR)—и будут
применены в СССР на станциях с канальными водоохлаждае-
мыми реакторами и корпусными водо-водяными мощностью
1000 Мвт [4].
Концевое уплотнение может иметь различную конструкцию, например,
состоять из системы «плавающих» колец, на которые для предотвращения
протечки из насоса активной воды с высоким давлением и температурой по-
дается так называемая запирающая нерадиоактивная охлажденная вода
с давлением более высоким, чем на всасе ГЦН. Циркуляция уплотняющей
воды производится специальным насосом высокого давления, обычно общим
для всех ГЦН реактора — рис. 1-3. Один из насосов рабочий, а второй — ре-
зервный.
Подшипники электродвигателя и один из подшипников насоса смазы-
ваются маслом, для чего используют на каждый насосный агрегат два
маслонасоса с приводом на переменном токе (рабочий и резервный) и один
аварийный с приводом на постоянном токе от аккумуляторной батареи, слу-
жащий для обеспечения маслом ГЦН во время обесточивания до окончания
выбега.
Насосы уплотняющей воды обычно не предъявляют повышен-
ных требований к надежности электроснабжения, если при ава-
рийном обесточивании питание уплотнений ГЦН переключается
на гидроаккумуляторы высокого давления. Без применения гид-
роаккумуляторов высокого давления насосы уплотняющей воды
предъявляют повышенные требования к надежности электро-
снабжения и могут, например, питаться от выбегающих турбо-
генераторов с последующим переключением на автономный ис-
точник питания (дизель-генератор). После остановки главных
циркуляционных насосов должно включаться стояночное уплот-
нение вала механического типа.
Хотя насосы с ограниченными протечками имеют гораздо
больше вспомогательных систем, чем бессальниковые, но требо-
вания к обеспечению бесперебойности электроснабжения их ме-
ханизмов, и в особенности главных электродвигателей насосов,
существенно ниже, что находит отражение в построении схемы
питания механизмов собственных нужд. Насосы с ограничен-
ными протечками нерадиоактивной воды целесообразно устанав-
ливать и в качестве питательных, и в качестве конденсатных
насосов одноконтурных АЭС.
На АЭС с Газовым теплоносителем используются газодувки,
в которых возникает необходимость обеспечения надежного уп-
лотнения вала при высоких давлениях перекачиваемого газа
(до 59 бар) как в нормальных условиях, так и во время их
выбега до полной остановки (до срабатывания стояночных уп-
лотнений) при полной потере питания механизмами собствен-
ных нужд.
Уплотнение -газодувок обычно выполняется масляным и имеет общие
черты с системой масляного уплотнения вала турбогенераторов с водородным
охлаждением. Масло на уплотнение подается маслонасосом высокого давле-
ния (большим, чем давление перекачиваемого газа); на каждую газодувку
обычно устанавливают два насоса с приводом на переменном токе (рабочий
15

и резервный) и аварийный с приводом на постоянном токе. Аналогичным
образом построена и система смазки подшипников газодувки и ее приводного
двигателя: два маслонасоса с приводом переменного тока и один, аварийный,
с приводом постоянного тока. В некоторых конструкциях газодувок привод
рабочих маслонасосов уплотнений и системы смазки осуществляется от при-
водного двигателя газодувки.
Для привода газодувок заманчиво использовать вместо асин-
хронных двигателей с короткозамкнутым ротором синхронные
двигатели обычного исполнения как из-за большой мощности
газодувок и потребления значительной реактивной мощности
при использовании их асинхронных двигателей, так и из-за боль-
шей устойчивости при коротких замыканиях, одинаковой, син-
хронной скорости вращения всех газодувок реактора и равно-
мерного распределения нагрузки между ними.
На АЭС с реакторами, охлаждаемыми газовыми теплоноси-
телями, расход мощности на привод циркуляционных механиз-
мов примерно в 2—3 раза больше, чем на АЭС с жидкими теп-
лоносителями равной мощности. Поэтому компенсация потреб-
ляемой в системе собственных нужд реактивной мощности за
счет синхронных приводов наиболее мощных механизмов, на-
пример газодувок, приобретает существенное значение главным
образом в связи с возможностью уменьшить мощности питаю-
щих трансформаторов и улучшить качество напряжения. Дру-
гим достоинством синхронных приводов газодувок является уве-
личение устойчивости работы механизмов собственных нужд при
снижении напряжения, особенно при наличии форсировки воз-
буждения синхронных электродвигателей.
Тем не менее и на АЭС с синхронным электроприводом газодувок сле-
дует учитывать возможность их выпадения из синхронизма при перерывах
питания, например в результате коротких замыканий у других потребителей
(время отключения 0,2—0,75 сек), питающихся от той же секции собственных
нужд, что и двигатели газодувок, а также при перерывах питания на время
действия автоматического ввода резервного питания (АВР) секций собствен-
ных нужд (0,4—0,5 сек). Опыт эксплуатации синхронных электродвигателей
с квадратичной зависимостью момента сопротивления на валу показывает, что
если электроснабжение восстанавливается за время, меньшее 0,5 сек, то син-
хронный режим работы, как правило, не нарушается, что по всей вероятности
должно иметь место на АЭС. Если же длительность перерыва питания превы-
шает 0,5 се/с, загруженные синхронные двигатели могут перейти в асинхронный
режим, и должны быть обеспечены условия для их ресинхронизации в аварий-
ном режиме путем форсировки возбуждения и понижения нагрузки на валу,
например за счет автоматического закрытия задвижки или изменения угла на-
клона лопатки направляющего аппарата. При успешной ресинхронизации син-
хронного электродвигателя его можно автоматически нагрузить.
Исходя из сказанного, можно сделать вывод, что примене-
ние синхронных электродвигателей вместо асинхронных для
привода газодувок АЭС желательно, но при этом необходим
подробный расчет (возможно, с проведением натурных испыта-
ний), подтверждающий, что вероятность успешного самозапуска
синхронного электропривода не ниже, чем асинхронного, по-
скольку самозапуск электродвигателей газодувок определяет
16
устойчивость работы реактора при коротких замыканиях
в электрической системе и при действии АВР в цепи питания
собственных нужд; сохранение работы реактора является совер-
шенно необходимым. Хотя газодувки совместно с приводом
имеют большие маховые массы, чем бессальниковые ГЦН, их
все же обычно недостаточно для безопасного перехода на ре-
жим естественной циркуляции, и поэтому для них также яв-
ляется обязательным использование электрического выбега тур-
богенераторов. На все время совместного выбега (до 6—
10 мин), даже при полном исчезновении напряжения в цепи пи-
тания собственных нужд, от аккумуляторной батареи должно
быть обеспечено бесперебойное питание аварийных маслонасо-
сов системы уплотнения вала и смазки подшипников газодувок.
Большие мощности электродвигателей газодувок (до 12% мощ-
ности АЭС), высокие требования к обеспечению бесперебой-
ности их питания, невозможность использования энергии выбега
турбогенератора в моноблочных схемах, трудности самозапуска
столь мощных электродвигателей привели к тому, что в настоя-
щее время для привода газодувок АЭС с реакторами типа
AGR и высокотемпературными газоохлаждаемыми реакторами
стали с успехом использовать турбопривод и привод от газовых
турбин, свободный от указанных недостатков и повышающий
устойчивость работы реакторов при возмущениях в электриче-
ской части. На АЭС с жидкометаллическим теплоносителем в ка-
честве главных циркуляционных насосов в настоящее время ис-
пользуются центробежные насосы, гидравлическая и электриче-
ская часть которых имеет сходное конструктивное исполнение
с насосами для водяных теплоносителей, но иное устройство
узла уплотнения вала, что находит отражение в увеличении
числа вспомогательных систем.
Уровень натрия в спиральной камере насоса фиксируется с помощью
инертного газа (аргона), заполняющего под давлением полость узла уплотне-
ния по газу. С учетом невысокого давления в контуре жидкометаллического
теплоносителя (3—5 бар) создание и дальнейшее уплотнение такой газовой по-
лости не представляет серьезной трудности и производится путем устройства
масляного уплотнения, аналогичного применяемому в генераторах и двигателях
с газовым охлаждением. Масло на уплотнение подается вспомогательным мас-
лонасосом. Часть уплотняющего газа, засоренного парами масла, поступает
на очистку, а восполнение потерь производится из ресивера подпиточной
газодувкой. Для улучшения условий работы уплотнения производится его
охлаждение путем подачи в узел уплотнения дистиллята с последующим его
удалением, как это сделано в вышеописанной конструкции водяного насоса
с механическим уплотнением вала. Во всех режимах уровень жидкого теп-
лоносителя поддерживается ниже подшипников насоса (двух радиальных
и опорной пяты), благодаря чему возможно их выполнение с масляной
смазкой. В насосе такого типа протечки перекачиваемого жидкометалличе-
ского теплоносителя равны нулю. Стандартный асинхронный электродвига-
тель устанавливается на опорную конструкцию агрегата и соединяется с ва-
лом насоса с помощью муфты. При компоновке станции электродвигатель
насоса стремятся расположить выше перекрытия бокса и сделать доступным
для обслуживания.
17

Для увеличения времени выбега при обесточивании насос-
ный агрегат может быть снабжен маховиком. В этом случае
требования к надежности электроснабжения приводного двига-
теля такие же, как и в насосах с контролируемыми протеч-
ками для водяного теплоносителя. Чтобы увеличить время вы-
бега в режимах аварийного обесточивания, можно либо увели-
чить маховые массы насосного агрегата, либо использовать
энергию выбегающего синхронного генератора.
Из вспомогательных систем питания от аккумуляторной ба-
тареи требуют лишь аварийный маслонасос системы смазки
подшипников насоса и электродвигателя и аварийный маслона-
сос уплотнения вала насоса. Агрегат снабжен электронагрева-
телями 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 про-
изводительности.
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 токоведу-
щей шиной или индукционным путем— электромагнитные насосы
разделяют на- кондукционные и индукционные. Кондукци-
онные насосы могут быть выполнены на постоянном и перемен-
ном токе; индукционные — только на переменном. Кондукцион-
ные насосы большой производительности могут быть выполнены
только на постоянном токе. Насосы этого типа могут использо-
ваться 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, дав-
лении 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 использу-
ются статорные листы стандартных асинхронных двигателей.
Такие насосы широко используются во вспомогательных систе-
мах (перекачивающих, подпиточных, в контуре очистки).
Основным достоинством электромагнитных насосов всех типов является
возможность полной герметичности конструкции без каких-либо систем уплот-
нения, отсутствие вращающихся частей и легкость регулирования произво-
дительности, что обеспечивает их высокую надежность в работе и простоту
обслуживания. Основными недостатками электромагнитных насосов яв-
ляются: 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 отно-
18
шении они уступают даже бессалышковым циркуляционным насосам и тре-
буют обязательного питания электроэнергией выбегающего синхронного гене-
ратора в режимах аварийного обесточивания, если такой электромагнитный
насос используется в контуре циркуляции. По сравнению с центробежными
насосами их достоинством является отсутствие вспомогательных систем, тре-
бующих 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 вра-
щающихся масс, то в будущем после отработки надежной конструкции элек-
тромагнитных насосов высокой производительности и решения вопроса пере-
хода на режим естественной циркуляции без использования инерции вра-
щающихся масс насоса (за счет инерции теплоносителя или использования
выбега турбогенераторов) электромагнитные насосы смогут с успехом ис-
пользоваться в качестве главных циркуляционных насосов I и II контура.
Электронагреватели паровых компенсаторов объема и обо-
рудования с жидкометаллическим теплоносителем. На АЭС
с реакторами с водой под давлением появляется весьма ответ-
ственный и мощный потребитель собственных нужд — электро-
нагреватели паровых компенсаторов объема (см. рис. 1-1). Ком-
пенсаторы объема (давления) с электронагревателями, правда,
гораздо меньшей производительности используются и в схемах
с канальными водографитовыми реакторами, но последние ис-
пользуются 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 кет. Электрическое соединение нагре-
вателей в блоке параллельное. Смена блоков может производиться при оста-
новленном реакторе. Следует различать пусковую нагрузку электронагревате-
лей компенсаторов объема, составляющую 1440 кет, и нагрузку электронагре-
вателей при работе реактора на стационарном уровне мощности. Она неве-
лика и соответствует тепловым потерям компенсатора. Большая часть этой
нагрузки не предъявляет повышенных требований к надежности питания.
Часть блоков нагревателей общей мощностью около 180 кет 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 электрона-
гревателями снабжается все оборудование, где возможен пере-
ход металла в твердую фазу при охлаждении: трубопроводы,
задвижки, насосы, теплообменники, парогенераторы, хранилища
металла, линии подпитки. Мощность этих устройств может до-
стигать нескольких тысяч киловатт. Большая часть нагрузки
нагревателей не предъявляет повышенных требований к надеж-
ности электропитания. Из-за территориальной разбросанности
и раздробленности этой нагрузки схема ее электропитания
19

отличается большой разветвленностью и большим количеством
источников питания.
Электропривод насосов технической воды и роль этой си-
стемы 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 энерге-
тики широкое применение имеют турбины, работающие па на-
сыщенном паре [4, 8] давлением 29—65 бар. Удельные расходы
насыщенного пара существенно выше, чем в турбинах той же
мощности, но работающих на докритических или сверхкритиче-
ских параметрах с использованием перегрева. Поэтому произ-
водительность и мощность насосов циркуляционной воды кон-
денсаторов 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 по-
мещений приходится отводить большое количество тепла. Весьма
существенно то, что отвод этого тепла, правда, в меньших ко-
личествах нужно продолжать и после остановки станции, даже
при аварийном ее отключении с полной потерей напряжения
в сети питания собственных нужд. Поскольку отвод тепла про-
изводится технической водой, подаваемой специальными насо-
сами, очевидно, что часть этих насосов должна иметь электро-
привод с питанием от автономных источников.
Третьей особенностью системы технического водоснабжения
АЭС, существенно влияющей на построение схемы питания ее
электродвигателей, является необходимость создания так назы-
ваемого промежуточного контура технической воды, от кото-
рого охлаждается часть потребителей, связанных с реакторной
установкой. Это объясняется необходимостью исключить проник-
новение радиоактивных примесей в охлаждающую воду, поки-
дающую станцию и сбрасываемую в естественные водоемы.
С учетом сказанного принципиальная схема технического во-
доснабжения АЭС имеет вид, изображенный на рис. 1-5.
От циркуляционных насосов технического водоснабжения 1
охлаждаются прежде всего конденсаторы турбин, технологиче-
ские конденсаторы, маслоохладители генераторов, а также мас-
лоохладители и воздухоохладители приводных электродвигате-
лей питательных и конденсатных насосов. От этой же системы
через подъемные насосы 2 питаются газоохладители генерато-
ров. Требования к надежности энергоснабжения электродвига-
телей этих насосов технической воды такие же, как на ТЭС.
На АЭС есть потребители, требующие для своего охлаждения техни-
ческую воду напором более 10 т водяного столба; их охлаждение нельзя
20
Рис. 1-5. Схема технического водо-
снабжения АЭС
1 — циркуляционные насосы конденсато-
ров; 2 — подъемный насос газоохладите-
лей генераторов; 3 — потребители, охлаж-
даемые циркуляционной водой конден-
саторов; 4 — газоохладители генераторов;
5 — рабочие насосы технической воды; 6—
потребители, требующие охлаждающую
воду с напором более 10 м; 7 — аварий-
ные насосы технической воды; S — тепло-
обменник промежуточного контура; 9 —
потребители; подпитка теплосети и сани-
гарно-бытовые устройства; 10 — насос промежуточного контура; // — аварийный насос
промежуточного контура; /2 — потребители реакторного зала, охлаждаемые водой пром-
контура; 13 — вода из водоема; 14 — сброс воды в водоем
ставить в зависимость от работы циркуляционных насосов турбин. Эта техни-
ческая вода идет на охлаждение: теплообменника промежуточного контура,
теплообменника бассейна выдержки отработавших тепловыделяющих эле-
ментов, теплообменника бака биологической защиты, теплообменников охлаж-
дения воздуха в боксах парогенераторов и ГЦН, теплообменников вентиля-
ционных систем для охлаждения воздуха в рабочих помещениях, маслоохла-
дителей и воздухоохладителей подпиточных насосов, теплообменников
спецводоочистки. От этой же системы можно подать охлаждающую воду в тех-
нологический конденсатор. От промежуточного контура охлаждаются тепло-
обменники системы управления и защиты, теплообменники автономных кон-
туров ГЦН, теплообменники доохлаждения продувочной воды реактора и
некоторые теплообменники спецводоочистки, т. е. оборудование, где цирку-
лирует радиоактивный теплоноситель и где возможно его загрязнение.
Как правило, циркуляционные насосы промконтура не до-
пускают 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 обесто-
чивании. Аварийные насосы технической воды допускают пере-
рыв 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 ответствен-
ные функции, основными из которых являются: контроль за
ядерными и теплотехническими параметрами реактора; автома-
тическое регулирование нейтронной и тепловой мощности; ав-
томатическое и дистанционное управление ядерной реакцией;
аварийная защита реактора (A3).
Для привода стержней (кассет СУЗ) применяются практи-
чески все виды электромеханических устройств (двигатели асин-
хронные, 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 радио-
активной среде теплоносителя (в частности, находят примене-
ние герметичные бессальниковые асинхронные и синхронные дви-
гатели, аналогичные по конструкции описанным выше приводам
ГЦН). Для приводов стержней СУЗ требуется регулирование
21

скорости в широком диапазоне, для чего применяют различные
электромашинные и статические преобразователи частоты и на-
пряжения.
Мощность привода стержня СУЗ составляет не более 1 кет,
однако общая мощность, расходуемая системой СУЗ, в отдель-
ных режимах может достигать нескольких сот киловатт. Неко-
торые устройства СУЗ требуют весьма высокой надежности
электропитания и не допускают даже кратковременного его пе-
рерыва. Сказанное относится, в частности, к устройствам конт-
роля за ядерными параметрами реактора (измерение запаса
реактивности, периода изменения мощности реактора, нейтрон-
ной мощности и отравления реактора); некоторые устройства
требуют повышенной надежности электропитания только в нор-
мальном режиме работы АЭС (стержни автоматического и руч-
ного регулирования, A3, регуляторы нейтронной мощности) и
отключаются в аварийных режимах при остановках реактора.
Следует отметить, что в начальной стадии развития АЭС особенной на-,
дежности питания добивались для стержней автоматического регулирования
и A3. Так, при работающем автоматическом регуляторе два других находи-
лись в резерве («горячий» и «холодный» резерв) и включались в работу
немедленно после исчезновения питания на рабочем регуляторе. Для A3 все
электрические схемы строились таким образом, что при исчезновении питаю-
щего напряжения на любом элементе схемы сбрасывались стержни A3 и
останавливался реактор.
Накопленный опыт работы позволяет для современных АЭС пересмотреть
это положение. Выход из строя автоматического регулятора не требует не-
медленного вмешательства, реакторы надежно работают и на ручном управ-
лении. Для мощной АЭС крайне нежелательны остановки реактора из-за
повреждения одного из многих элементов схемы A3. Поэтому схемы A3 те-
перь 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 ограни-
читься одним-двумя напряжениями переменного и постоянного тока и избе-
жать по возможности применения различных преобразователей. Следует
стремиться также к унификации типов приводов различных элементов СУЗ
(стержней автоматического и ручного регулирования, A3, ионизационных
камер и т. п.). Повышенной надежности питания требуют также некоторые
вспомогательные устройства СУЗ, например контур охлаждения" их стержней,
который у некоторых типов реакторов является независимым от основного
контура теплоносителя.
В схемы СУЗ входит много устройств автоматики, решаю-
щих логические задачи и требующих непрерывности счета (ло-
гарифматоры, измерители запаса реактивности, устройства про-
граммированного автоматического пуска реактора и т. п.). Есте-
ственно, что перерыв питания таких устройств нежелателен,
т. к. может привести к сбою в работе и необходимости произ-
водства длительных переналадочных работ.
Примеры выполнения схем электроснабжения СУЗ приве-
дены в § 2-2.
Электрооборудование транспортно-технологических систем
АЭС, Эти системы обеспечивают все транспортные операции по
22
перемещению ядерного горючего, начиная с приема свежего и
до отправки на переработку отработавшего горючего, включая
операции в станционных устройствах долговременного хранения
твердых и жидких радиоактивных отходов. Системы обеспечи-
вают также все транспортные операции по перемещению радио-
активных деталей, оборудования и конструкций при произ-
водстве плановых и аварийных ремонтов.
Для транспорта ядерного горючего используются разнооб-
разные устройства: мостовые краны, напольные машины, пере-
грузочные механизмы, кантователи ТВЭ, поворотные пробки,
элеваторные устройства реакторов, механизированные контей-
нерные устройства и др.
На АЭС может возникнуть необходимость осмотра и резки
на части аварийных ТВЭ и каналов СУЗ, для чего сооружаются
специальные «горячие камеры», имеющие мощную биологиче-
скую защиту и оборудованные различного рода манипулято-
рами, режущими станками, оптическими устройствами и другими
приспособлениями для дистанционного управления сложными
операциями.
Некоторые устройства транспортно-технологических систем
требуют дистанционного управления из нескольких мест, причем
рабочая зона может быть не видна. Часть транспортных опера-
ций полностью автоматизирована и снабжена программным
управлением.
Некоторые транспортные устройства предъявляют высокие
требования к надежности электропитания. Это относится прежде
всего к механизмам, транспортирующим отработавшие ТВЭ, ра-
диоактивность которых может быть очень высока. Такого рода
перегрузочные операции должны быть обязательно завершены,
так как зона, в которой транспортируются ТВЭ, недоступна для
персонала, и соответствующие механизмы должны быть обеспе-
чены электропитанием от аварийных автономных источников.
Высокие требования к надежности электропитания предъявляют
также некоторые вспомогательные системы, которые обеспечи-
вают отвод тепла, выделяющегося в результате радиоактивных
распадов в ТВЭ как во время транспортировки, так и во время
выдержки в специальном бассейне. Исчезновение электропита-
ния таких систем даже на небольшой срок может привести к по-
вреждению оболочки ТВЭ.
В качестве приводов механизмов транспортно-технологиче-
ских систем применяются, как правило, асинхронные двигатели
и двигатели постоянного тока.
Электрооборудование систем дозиметрии и специальной вен-
тиляции. Дозиметрический контроль на АЭС охватывает почти
все основные и вспомогательные службы, а также территорию
и прилегающий район. Он делится на три основные группы:
биологический контроль производственных помещений и вы-
бросов технологический контроль целости коммуникаций и
23

правильности работы оборудования, внешний дозиметрический
контроль промплощадки и прилегающей к АЭС зоны.
Средства и аппаратура дозиметрического контроля
весьма разнообразны, для их электропитания требуются
различные напряжения переменного и постоянного тока.
Некоторые потребители требуют повышенной надежности
питания, и в первую очередь это относится к устройствам
контроля герметичности ТВЭ и реактора в целом и кон-
троля за содержанием аэрозолей в воздухе помещений.
Эти потребители допускают перерыв питания от несколь-
ких секунд до 1—2мин, но требуют обязательного после-
дующего включения, так как должен обеспечиваться не-
прерывный контроль над радиационной обстановкой.
Общая мощность, потребляемая системой технологической
и биологической дозиметрии, сравнительно невелика. Большая
ее часть идет на питание приводов газодувок, которые прока-
чивают через измерительную систему воздух, забираемый из
всех помещений зоны строгого режима АЭС. В помещениях
контролируется содержание радиоактивных газов и аэрозолей,
а также мощность у-излучения.
Система специальной вентиляции обеспечивает охлаждение
некоторых видов технологического оборудования и строительных
конструкций (верхняя плита и шахта реактора, биологическая
защита и др.), а также удаление излишнего тепла и радиоак-
тивных загрязнений в воздухе помещений зоны строгого режима
АЭС, поддерживая в них некоторое разрежение, предотвращаю-
щее распространение радиоактивности. Общая мощность венти-
ляционных систем АЭС значительно выше, чем на ТЭС той же
мощности.
Некоторые специальные вентиляционные системы требуют
повышенной надежности электропитания (например, система по-
дачи 'воздуха в скафандры ремонтного персонала и отдельные
приточно-вытяжные установки помещений — «грязной» зоны).
Электрооборудование систем технологического контроля, уп-
равления и автоматики. Эти системы осуществляют все виды
контроля технологических параметров, автоматическое и дистан-
ционное управление (в том числе программное) процессами, аг-
регатами и механизмами в нормальных и аварийных режимах,
все виды автоматического регулирования и т. п. Широко исполь-
зуется в этих системах ЭЦВМ, совмещающие функции информа-
ции, регистрации, оптимизации, управления и др.
Наиболее типичной для АЭС является система массо-
вого контроля, под которой понимается контроль техноло-
гических параметров в каждом канале реактора (тепловы-
деляющем, канале СУЗ, экспериментальном). В эту систему
входят схемы обегающих, измерительных, запоминающих и
логических устройств. У некоторых типов реакторов количе-
ство точек непрерывного поканального контроля достигает
24
нескольких тысяч. Большая часть элементов этих систем
требует весьма высокой надежности и стабильности элек-
тропитания, а некоторые из них не допускают даже кратко-
временного перерыва или снижения питающего напряжения.
Этим системам, так же как и СУЗ, свойственно большое
многообразие питающих напряжений по их величине, по
роду тока и частоте. Общая мощность, потребляемая си-
стемами технологического контроля, управления и автома-
тики, может в отдельных режимах доходить до 100—
200 кет.
1-4. Особенности режимов АЭС, обуславливающие различия
в электрической части АЭС и ТЭС на органическом топливе
Характерной особенностью АЭС, оказывающей первостепен-
ное влияние на принципы построения схем электроснабжения по-
требителей собственных нужд, на выбор источников питания и
кратности резервирования, является наличие остаточных тепло-
выделений в активной зоне после «остановки» цепной реакции
деления. Даже в предположении мгновенного срабатывания ава-
рийной защиты реактора тепловыделение продолжается в ре-
зультате наличия запаздывающих нейтронов и за счет а-, |3- и
у-излучений осколков деления, накопившихся в процессе ра-
боты реактора. Известно, что за счет эффекта запаздывающих
нейтронов после первоначального резкого уменьшения мощ-
ности, зависящего от введенной отрицательной реактивности при
срабатывании аварийной защиты, дальнейшее ее уменьшение
не может происходить быстрее, чем с периодом, определяемым
временем жизни наиболее долгоживущих ядер излучателей за-
паздывающих нейтронов (Гм^80 сек). С учетом конечной ско-
рости введения отрицательной реактивности энерговыделение
от затухающей цепной реакции деления будет еще значитель-
нее. Одновременно на указанный затухающий процесс наклады-
вается еще медленнее затухающий процесс тепловыделения в го-
рючем за счет а-, р- и у-излучения осколков деления. Это в со-
вокупности позволяет построить кривую изменения остаточных
тепловыделений в реакторе в зависимости от времени после сра-
батывания защиты и режима работы, предшествовавшего оста-
новке (рис. 1-6). Такие кривые получаются в результате физи-
ческого расчета реактора, зависят от его типа и конструкции и
должны иметься при проектировании электрической части стан-
ции, поскольку даже при полном исчезновении напряжения ос-
новных источников питания в сети собственных нужд остаточ-
ные тепловыделения должны быть отведены от активной зоны
за счет обеспечения резервным питанием с повышенной надеж-
ностью части механизмов собственных нужд.
В соответствии со сказанным условимся называть
аварийным расхолаживанием процесс отвода остаточных
25

Рис. 1-6. Изменение остаточных
выделений в реакторах разных
после срабатывания аварийной
ты при предшествующем длит(
режиме работы с номинальной
ностью
/ -■ канальный водо-графитшшй р
2 — водо-водяной реактор; .3 — тяж
ногазовый реактор; 4—реактор ш
рых нейтронах
тепло-
типов
защи-
' льном
мощ-
еактор;
иловод-
бысТ-
тепловыделений из аварийно остановленного реактора
при полном исчезновении напряжения на шинах меха-
низмов собственных нужд от основных источников пи-
тания, т. е. от блочных трансформаторов собственных
нужд и от резервных, подключенных к соответствующей
сети энергосистемы.
Режим аварийного расхолаживания не обязательно является
следствием аварии в электрической или технологической части
данной АЭС; он может возникнуть, например, в результате тя-
желой системной аварии, сопровождающейся разделением энер-
госистемы на несинхронно работающие части, отключением аг-
регатов на электростанциях, в том числе и на рассматриваемой
АЭС. Если при таком отключении не удастся сохранить хотя
бы один реакторный блок в работе на нагрузку собственных
нужд, т. е. закроются стопорные клапаны всех турбогенераторов,
а попытка подать питание от пускорезервных трансформаторов
собственных нужд не увенчается успехом, то в этом случае мо-
жет возникнуть режим аварийного расхолаживания с полной по-
терей питания механизмов собственных нужд. Всякий режим,
возникающий при остановке реакторного блока, пусть даже со-
провождающийся тяжелой его аварией (течь в первом контуре,
авария в реакторе, парогенераторе, турбоустановке, электро-
устройствах и др.), но с сохранением питания на шинах ме-
ханизмов собственных нужд, будем называть режимом нормаль-
ного расхолаживания, так как с точки зрения питания потре-
бителей собственных нужд он практически не отличается от
имеющего место при нормальной работе и остановке станции.
Наличие на АЭС такого режима, как аварийное расхолажива-
ние, специфика электрооборудования и механизмов собствен-
ных нужд, обслуживающих реакторную установку, и обуслов-
ливают основные отличия в ее электрической части.
Практика показывает, что полное обесточивание всех глав-
ных циркуляционных насосов реакторных контуров, а также
питательных насосов и других потребителей — случай исклю-
чительно редкий, но в связи с тяжелыми последствиями такой
26
аварии во всех реакторных установках предусматривают меры,
обеспечивающие требуемый надежный расход теплоносителя.
Рассмотрим особенности протекания режимов аварийного
расхолаживания на АЭС с различными типами реакторов
(рис. 1-1-i-1-4) и роль электрической части в обеспечении надеж-
ного отвода тепла из реактора в этом наиболее опасном ре-
жиме.
Основные требования к системе аварийного расхолажи-
вания состоят в том, что она должна:
1) обеспечить в течение всего времени аварийного расхола-
живания достаточный расход теплоносителя, чтобы не до-
пустить перегрева оболочек ТВЭ и кипения жидких некипя-
щих теплоносителей (воды, жидких металлов);
2) переход к аварийному расхолаживанию после срабаты-
вания аварийной защиты осуществить без недопустимых
термических напряжений в элементах конструкции, для чего
относительное изменение расхода теплоносителя должно
быть пропорционально остаточным тепловыделениям
(рис. 1-6);
3) быть надежной, быстро включаться в работу, не иметь
сложных переключений.
Прохождение режима аварийного расхолаживания и веро-
ятность его возникновения существенно зависят от следующих
основных параметров ядерной энергетической установки:
1) устойчивости реактора при коротких замыканиях в электри-
ческой системе; 2) наличия турбопривода главных циркуляци-
онных насосов; 3) инерции маховых масс главных циркуляци-
онных насосов с электроприводом; 4) уровня мощности, при
котором возможен переход на естественную циркуляцию; 5) на-
личия запаса воды в парогенераторах или деаэраторах; 6) воз-
можности использования выбега турбогенераторов для питания
механизмов собственных нужд; 7) наличия мощных автономных
источников питания с малым временем пуска (дизель-генерато-
ров или газотурбинных установок).
Наиболее сложно организовать прохождение режима аварий-
ного расхолаживания при использовании ГЦН с малыми ма-
ховыми массами. Например, если такие насосы установлены
в схеме АЭС с водо-водяным некипящим реактором (рис. 1-1),
то при аварийном обесточивании для предотвращения закипа-
ния теплоносителя и возникновения кризиса теплосъема глав-
ные циркуляционные насосы должны в течение некоторого вре-
мени, до перехода на естественную циркуляцию, получать пита-
ние от выбегающих генераторов АЭС. При этом другие меха-
низмы собственных нужд, не участвующие в расхолаживании,
должны быть отключены. Поскольку режим аварийного расхо-
лаживания может возникнуть в результате повреждения генера-
тора АЭС, то рассчитывать на использование энергии его выбега
можно лишь при наличии нескольких турбогенераторов на
27

реактор или при использовании специальных вспомогательных
генераторов. Поэтому целесообразно переходить па моноблочные
схемы после освоения ГЦН с большими маховыми массами.
В случае применения парогенераторов барабанного типа с боль-
шим запасом воды аварийный питательный насос допускает
большой перерыв питания — до 30 мин, однако если используется
прямоточный парогенератор, то процесс аварийного расхолажи-
вания существенно усложняется. В частности, если в тепловой
схеме станции предусмотрено быстрое снижение давления в па-
рогенераторе до величины давления в деаэраторе, то питатель-
ная вода при выполнении надлежащих условий сможет посту-
пить из деаэратора в парогенератор самотеком. Если же это
не предусмотрено или недопустимо, то питательный насос дол-
жен, как и ГЦН с малыми маховыми массами, использовать
энергию выбега турбогенератора, а затем от автономных источ-
ников должен запускаться аварийный питательный насос. От-
метим, что в случае применения прямоточных парогенераторов
организовать теплосъем во вторичном контуре парогенератора
сложнее, чем в контуре реактора, поскольку в последнем после
перехода на естественную циркуляцию необходимость источника
питания отпадает, а в контуре парогенератора она все время
сохраняется. Поэтому у водо-водяных реакторов с естественной
циркуляцией в первом контуре в случае применения прямоточ-
ных парогенераторов не решается проблема прохождения ава-
рийного расхолаживания, ибо их питательные насосы в этом
случае предъявляют такие же требования к надежности элект-
роснабжения и времени его перерыва, как и главные циркуля-
ционные насосы в схемах с принудительной циркуляцией.
При неблагоприятных свойствах реакторной установки веро-
ятность возникновения режима аварийного расхолаживания мо-
жет существенно возрасти. В частности, если реактор очень
чувствителен даже к кратковременному снижению расхода теп-
лоносителя, то в случае применения ГЦН с малыми маховыми
массами он может аварийно отключиться под действием аварий-
ной защиты даже при коротких замыканиях в системе. Отклю-
чение мощного реакторного блока в сочетании с коротким
замыканием в системе может вызвать системную аварию с обе-
сточиванием механизмов собственных нужд АЭС и возникнове-
нием режима аварийного расхолаживания.
Поэтому проблему безопасности ядерной энергетической
установки нельзя решить простым ужесточением требований
к надежности системы электроснабжения, для этого тре-
буется и совершенствование механизмов собственных
нужд (ГЦН с большими маховыми массами), и улучшение
параметров реакторов (увеличение их естественной устой-
чивости при снижениях расхода теплоносителя, увеличения
мощности, при которой допустим переход на естественную
циркуляцию). Это тем более актуально при росте мощно-
28
стей реакторных установок, когда осуществить безопасное
прохождение режима аварийного расхолаживания традици-
онными методами (аварийные циркуляционные насосы на
пониженной скорости и аварийные питательные насосы
с питанием энергией аккумуляторных батарей) не пред-
ставляется возможным из-за несоизмеримого роста в этом
случае мощности и габаритов аккумуляторных батарей и
преобразовательных агрегатов.
Наиболее просто режим аварийного расхолаживания прохо-
дит на АЭС с турбоприводом основных циркуляционных меха-
низмов, поскольку в этом случае имеется достаточное время на
запуск автономных источников.
Наличие главных циркуляционных насосов с большими ма-
ховыми массами позволяет во всех схемах АЭС переходить на
режим естественной циркуляции в реакторном и промежуточ-
ном (рис. 1-4) контуре в режиме аварийного расхолаживания
без обязательного использования выбега турбогенераторов.
Однако даже в этих случаях использование напряжения выбе-
гающих турбогенераторов может оказаться полезным для про-
дления выбега ГЦН, облегчения перехода на естественную цир-
куляцию, а также для питания питательных насосов, в особен-
ности при применении прямоточных парогенераторов.

ГЛАВА ВТОРАЯ
СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
УСТАНОВОК СОБСТВЕННЫХ НУЖД
2-1. Категории потребителей, принципы построения схем
и резервирования питания механизмов собственных нужд
Классификация потребителей с. н. АЭС по надежности
питания. Как показано в главе первой, на АЭС имеются меха-
низмы собственных нужд, предъявляющие гораздо более высо-
кие требования к надежности электроснабжения, чем даже
ответственные механизмы с. н. ТЭС, останов которых приводит
к отключению котла или турбоагрегата или к снижению нагрузки
на них (питательные, циркуляционные, конденсатные, масля-
ные насосы, дымососы, вентиляторы, шахтные мельницы и др.)
Как известно, потребители с. н. электростанций относятся
к I категории по ПУЭ1-2-27 [17] (потребители, требующие на-
личия двух независимых источников и допускающие перерыв
питания на время действия АВР). В [18] из I категории по
ПУЭ выделена группа приемников, требующих особо высокой
надежности электропитания, если перерыв их питания может
привести к опасности для жизни или порче основного технологи-
ческого оборудования. Для этой группы требуются уже три
независимых источника питания, один из которых, аварийный,
нормально не работает и автоматически подключается при пла-
новом или аварийном отключении одного из двух основных ис-
точников.
Для АЭС целесообразно разделить электроприемники
собственных нужд на три группы по надежности питания
(в пределах I категории по ПУЭ).
I группа — потребители, не терпящие перерыва питания
ни при каких режимах, включая режим полного исчезнове-
ния напряжения переменного тока от рабочих и резервных
трансформаторов собственных нужд, связанных с сетью
энергосистемы, либо допускающие перерыв на 1—2 сек
с последующим обязательным восстановлением питания.
30
II группа — потребители, допускающие перерыв пита-
ния на время от десятков секунд до нескольких минут
с последующим обязательным восстановлением питания.
III группа — потребители, не предъявляющие к надеж-
ности более высоких требований, чем к питанию ответст-
венных потребителей с. и. ТЭС.
К потребителям I группы относятся прежде всего бессаль-
никовые ГЦН с малой инерцией маховых масс, недостаточной
для предотвращения срабатывания аварийной защиты реак-
тора при исчезновении напряжения на всех или даже на части
двигателей ГЦН на время, большее 0,5—2 сек (в зависимости
от типа реактора). Инерции маховых масс таких ГЦН недо-
статочно также и для осуществления принудительной цирку-
ляции теплоносителя при аварийном обесточивании для съема
остаточных тепловыделений до перехода на режим естествен-
ной циркуляции (20—180 сек в зависимости от типа и конст-
рукции реактора и парогенераторной установки), поскольку
бессальниковые насосы малоинерционны (их механическая по-
стоянная времени не превышает 0,3—0,5 сек, а полное время
их остановки при потере питания менее 1,8—3,0 сек). Учитывая
большую мощность двигателей ГЦН современных АЭС, обес-
печить бесперебойное их питание в течение требуемого времени
практически можно либо путем использования теплового и элек-
трического выбега турбогенераторов, как это сделано на АЭС
с ВВЭР, либо путем установки аварийных циркуляционных на-
сосов меньшей производительности с питанием через преобразо-
ватель от аккумуляторной батареи, как это выполнено на I
и II блоках Белоярской АЭС (БАЭС), или путем использования
обоих способов. Отметим, что ГЦН с большими маховыми мас-
сами, допускающими перерыв питания на время действия АВР
и на время отключения коротких замыканий в системе без сраба-
тывания аварийной защиты и обеспечивающими отвод остаточ-
ных тепловыделений при аварийном расхолаживании до пере-
хода на естественную циркуляцию, можно отнести к потребите-
лям III группы.
Другими мощными потребителями собственных нужд, кото-
рые в зависимости от технологической схемы АЭС и типа меха-
низмов могут относиться к различным группам по надежности
питания, являются питательные насосы. Если применены бара-
банные парогенераторы, то независимо от типа питательных
насосов они могут быть отнесены к III группе, а аварийные пи-
тательные насосы ко II группе, так как запаса воды в парогене-
раторах достаточно для обеспечения аварийного расхолаживания
в течение нескольких десятков минут. Если применены прямо-
точные парогенераторы без сброса давления в них при аварий-
ном расхолаживаний, то питательные насосы с малыми махо-
выми массами должны быть отнесены к I группе, а аварий-
ные— ко II группе. Питательные насосы с большими маховыми
31

массами в этом случае должны быть отнесены к III группе, а ава-
рийные ко II группе. Если предусмотрен быстрый сброс давления
в парогенераторе при обесточивании с обеспечением поступления
питательной воды из деаэратора самотеком, то питательные
насосы любого типа могут быть отнесены к III группе, ава-
рийные— ко II группе.
Из изложенного ясна необходимость совершенствования
оборудования и технологических схем АЭС в направлении
исключения наиболее мощных механизмов собственных
нужд (таких как главные циркуляционные и питательные
насосы) из числа потребителей I группы. Поскольку при
современном состоянии техники исключить их из числа
потребителей I группы не всегда удается, а практически
единственным источником их питания при аварийном обес-
точивании является использование выбега турбогенерато-
ров, становится очевидной важность исследования вопро-
сов совместного выбега турбогенераторов и механизмов
собственных нужд.
К потребителям I группы относится также часть нагрузки
таких систем АЭС, как СУЗ, системы контроля технологических
параметров, дозиметрии, часть насосов промежуточного кон-
тура охлаждения жизненно важных систем аппаратного отделе-
ния, а также некоторые нагрузки постоянного тока, существую-
щие и на ТЭС (аварийные маслонасосы турбин и уплотнения
вала генератора, оперативные цепи управления и сигнализации
и т. д.).
К потребителям II группы относятся механизмы, обеспечи-
вающие аварийное расхолаживание реактора и останов турбо-
генераторов, с необходимыми вспомогательными системами
(вентиляция, освещение и др.). Для питания потребителей I
и II групп предусматриваются специальные сети надежного
питания, рассматриваемые в § 2-2. К потребителям III группы
относятся все остальные нагрузки собственных нужд, и схемы
их питания не отличаются от аналогичных схем обычных ТЭС.
Схемы присоединения ГЦН и обеспечение устойчивости ра-
боты реактора при коротких замыканиях в системе. Среди элек-
тродвигателей собственных нужд особое место на АЭС всех
типов занимают ГЦН, характеристики и свойства которых, как
уже упоминалось, во многом определяют не только схему пита-
ния механизмов с. н. и выбор источников питания, но и эксплуа-
тационные характеристики АЭС в целом. В частности, ГЦН
могут обладать инерцией, достаточной для предотвращения
срабатывания аварийной защиты реактора при кратковремен-
ном (до 0,5—2 сек) исчезновении или глубоком (ниже 60%)
понижении напряжения на всех двигателях ГЦН или части их.
В этом случае широко известные меры: быстродействующее от-
ключение коротких замыканий, АВР трансформаторов и меха-
низмов собственных нужд — предупреждают остановку АЭС
32
35-220 чв 35-220 не
ГЦН ГЦН ГЦН ГЦН ГЦН
ГЦН ГЦН ГЦН
Й U U ■ — нормально
Т Т Т отключенный
"Ч / t "S выключатель
ГЦН ГЦН ГЦН
Рис. 2-1. Схемы включения ГЦН с большими маховыми массами на АЭС, вы-
полненной по схеме моноблока: а — с одним рабочим трансформатором соб-
ственных нужд; б — с двумя рабочими трансформаторами собственных нужд
/ — рабочий трансформатор с. н.; 2 — пускорезервный трансформатор с. н.; 3 — секция
надежного питания 6 кв II группы
при авариях в электрической части, поскольку имеется доста-
точный запас времени для производства необходимых переклю-
чений с помощью автоматики. АЭС при этом остается в работе
при условии, конечно, что авария в электрической части не при-
вела к полному обесточиванию и наступлению режима аварий-
ного 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 при-
менению ГЦН с большими маховыми массами [2, 3] также должны устой-
чиво работать при кратковременном понижении и даже исчезновении напря-
жения питания ГЦН.
На схеме присоединения электродвигателей ГЦН таких
АЭС это находит отражение в том, что они питаются как по-
требители III группы, не предъявляя в этом отношении требо-
ваний более высоких, чем питательные насосы ТЭС на органи-
ческом топливе—рис. 2-1, а. Тем не менее, даже при использо-
вании ГЦН с большими маховыми массами именно их число,
а также эксплуатационные свойства ядерной энергетической
установки определяют количество секций собственных нужд
(обычно 6 /се), к которым присоединены насосы. В этом случае
расчетной аварией будет короткое замыкание на секции соб-
ственных нужд 6 tie или отказ выключателя в цепи любого при-
соединения собственных нужд 6 кв при коротком замыкании на
этом присоединении. При такой аварии потребуется последую-
щее автоматическое снижение мощности реактора в соответ-
ствии со сниженным расходом теплоносителя — наполовину
33

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 увели-
чение числа рабочих трансформаторов собственных нужд до
двух и даже трех (а значит, и секций с. н. 6 кв) может потре-
боваться из соображений уменьшения мощности короткого за-
мыкания на секциях с. н. 6 кв, а также для уменьшения мощно-
сти пускорезервного трансформатора с. н. и использования
части рабочих трансформаторов с. п., питающихся от системы
в качестве пусковых.
В отношении аварийного расхолаживания обе схемы равно-
ценны, поскольку переход на естественную циркуляцию возмо-
жен за счет использования одного механического выбега ГЦН
с большими маховыми массами. При наличии двух и более
турбогенераторов на реактор и использовании ГЦН с боль-
шими маховыми массами схема их включения может быть ана-
логичной приведенной на рис. 2-1, б, но второй рабочий транс-
форматор с. н. присоединяется, как и первый, в виде ответвле-
ния 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 расхолажи-
вания. Сами электродвигатели ГЦН требуют при этом организации электро-
снабжения как потребители I группы. В водо-водяных энергетических реак-
торах с некипящей водой под давлением положение усугубляется еще и вы-
сокой 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 рабо-
тающих ГЦН на время, большее 1,0 сек, должна срабатывать аварийная
защита реактора. Более того, при наступлении режима аварийного обесточи-
вания реактора, ранее работавшего на номинальной мощности, должно со-
храниться питание (за счет использования энергии выбега турбогенерато-
ров) 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 непро-
ходящее 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 ре-
актора в работе для схемы на рис. 2-2, а может иметь трехфазное короткое
замыкание вблизи шин высокого напряжения АЭС, когда напряжение на сек-
циях 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 б кв ниже 60%, также будут приво-
дить к потере питания двигателей ГЦН, поскольку эксперименты на дейст-
вующих АЭС показывают [19], что опрокидывание двигателей ГЦН такого
типа происходит при 58—62% номинального напряжения. Механическая по-
стоянная 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 ПО кв и выше обеспечивается
основными быстродействующими защитами с временем действия не более
0,2 сек, после чего питание двигателей ГЦН восстанавливается, и срабаты-
34
вание аварийной защиты реактора не происходит. В случае отказа быстро-
действующей 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
(A3) может быть подан от специальных комплектов автоматики ГЦН,
причем одновременно с целью использования выбега турбогенераторов сле-
дует отделить блоки АЭС от системы путем отключения их выключателями
в цепи блока, после чего напряжение на генераторах восстанавливается и на-
чинается аварийное расхолаживание АЭС-с использованием энергии выбега
турбогенераторов (если подать питание от энергосистемы с помощью резерв-
ных трансформаторов собственных нужд не удастся). Следует отметить, что
при трехфазных к. з. вблизи шин высокого напряжения и при отказе быстро-
действующих защит обычно происходит нарушение динамической устойчиво-
сти 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 ра-
боте. Поэтому такое построение схемы питания собственных нужд, когда ко-
роткое замыкание в системе может привести к аварийному отключению реак-
тора, 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 вы-
беге совместно с генераторами при аварийном расхолаживании
после номинального режима необходимого числа ГЦН — четы-
рех из шести. Действительно, если короткое замыкание в гене-
раторе, шинопроводе или рабочем трансформаторе с. н. приве-
дет 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 четы-
рех ГЦН увеличено число секций с. н. 6 кв и число независимых
источников питания. Третий рабочий трансформатор собствен-
ных нужд придется питать от специально выделенного агре-
гата на ближайшей ГЭС или ТЭС, если такая возможность
имеется. В этой схеме, как и в схеме рис. 2-2, а, возможно ава-
рийное отключение реактора при коротких замыканиях в си-
стеме.
Предотвратить срабатывание аварийной защиты реактора,
оборудованного бессальниковыми ГЦН, при затягивании от-
ключения неудаленных коротких замыканий в системе можно
за счет усложнения питания собственных нужд, идя по пути уве-
личения числа независимых источников питания. На рис. 2-2, в
приведена схема питания ГЦН со вспомогательными синхрон-
ными генераторами собственных нужд (ВСГ) на одном валу
с главными турбогенераторами, при такой схеме число незави-
симых источников увеличивается до трех (если считать сеть си-
стемы и связанные с ней турбогенераторы реакторного блока
за один независимый источник питания). В нормальных усло-
виях специальные выключатели между секциями 1А и 1В,
а также 2А и 2В разомкнуты и при коротких замыканиях в си-
стеме подключенные к секциям 1В и 2В четыре ГЦН из шести
35

жг§?
110-220 не
гцн гцн гцн
гцнгцн гцн
1 — рабочий
трансформатор с. н.; 2
вспомогательный синхронный генератор
Рис. 2-2. Схемы включения ГЦН
с малыми маховыми массами при на-
личии двух трубогенераторов на
реактор: а — при допустимости по-
тери питания половины ГЦН в ре-
жиме аварийного обесточивания; б —
при допустимости потери питания од-
ной трети ГЦН в режиме аварийного
обесточивания и с выделением одной
трети ГЦН на рабочий трансформа-
тор с. н., питающийся от системы;
в — с вспомогательными генерато-
рами собственных нужд
пускорезервный трансформатор с. п., 3 -
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 невозмож-
ностью 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, возбу-
дителей, требуются переделки стандартных машин, ухудшаются
условия их эксплуатации и понижается вероятность беспере-
бойной 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
36
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 переклю-
чить ГЦН секции 1Л на секцию 2А, и тогда от одного независимого источ-
ника (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 ис-
точников питания (двух турбогенераторов и ВСГ) и в самом неблагоприят-
ном случае повреждения одного из турбогенераторов в режиме, предшество-
вавшем аварийному расхолаживанию, на выбеге будет четыре ГЦН из ше-
сти, что допустимо но условиям работы реактора.
Схема с ВСГ имеет некоторое преимущество при работе од-
ного турбогенератора на блок, позволяя нести его полную на-
грузку, 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 ра-
боте одного турбогенератора лишь при питании двух ГЦН от
специально выделенного генератора на соседней станции, а при
отсутствии такового нагрузку реактора придется ограничить ве-
личиной, 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 рабо-
тать с полной нагрузкой; поэтому режим работы с одним турбо-
генератором 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, ра-
ботающий на номинальной мощности, допускает прохождение
режима аварийного расхолаживания с использованием выбега
половины или менее от общего числа ГЦН, то для их электро-
снабжения 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 па выбеге в режиме аварийного расхолаживания
допустима потеря n-й доли от общего числа ГЦН, то для со-
ставления надежной схемы питания целесообразно иметь п тур-
богенераторов на блок, включая и ВСГ.
На рис. 2-3 приведена одна из возможных схем питания бес-
сальниковых ГЦН на АЭС, выполненной по схеме моноблока,
при условии, что в режиме аварийного обесточивания допустима
потеря половины ГЦН. В этом случае применение ВСГ безус-
ловно целесообразно, поскольку при такой схеме можно ре-
ально рассчитывать на использование энергии выбега турбоге-
нератора даже при повреждении в электрической части блока.
Применение ВСГ одновременно решает в этом случае и вопрос
устойчивости реактора при коротких замыканиях в системе.
37

35 220 н я
гцноои и ио^
гцн гцн гцн гцн
Рис. 2-S. Схема включения ГЦН
с малыми маховыми массами на
АЭС, выполненной по схеме мо-
ноблока
/ — рабочий трансформатор с. н.; 2 —
пускорезервный трансформатор с. н.;
3 — вспомогательный синхронный ге-
нератор
Изменение числа циркуляционных петель в реакторной ус-
тановке не меняет принципа подключения ГЦН. Например, при
наличии шести ГЦН на реактор вместо четырех добавочные на-
сосы можно включить так, как показано пунктиром на рис.
2-1,2-3.
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
или 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 циркуля-
цию теплоносителя проходил без использования выбега при допустимых тем-
пературах в тепловыделяющих элементах.
Из приведенного рассмотрения ясно, что применение вспомо-
гательных синхронных генераторов может быть оправдано лишь
на АЭС, построенных по схеме моноблока и использующих в ка-
честве ГЦН малоинерционные бессальниковые циркуляционные
насосы. При двух турбогенераторах на реактор, даже при до-
пустимой 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 на 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 махо-
выми массами; в случае сохранения бессальниковых ГЦН же-
лательно изменить конструкцию реактора, чтобы он допускал
кратковременное (до 1—2 сек) исчезновение напряжения на
всех электродвигателях ГЦН без срабатывания аварийной за-
щиты, а режим аварийного расхолаживания мог проходить
с использованием выбега половины общего числа ГЦН.
Питание потребителей с. н. от ВСГ широко практиковалось
на начальных этапах развития обычных ТЭС и впоследствии
38
не 330-750нв 220 750ив 110-500нв
I о ё I 6 I
Рис, 2-4. Возможные схемы присоединения рабочих трансформаторов с. н.
блочных АЭС
было отвергнуто, ввиду неэкономичности и малой надежности
схемы. В отличие от ТЭС применение ВСГ на АЭС диктуется
необходимостью увеличения числа независимых источников пи-
тания. Несомненно, со временем при совершенствовании техно-
логической части эта схема отомрет, как это имело место на
обычных ТЭС, хотя в настоящее время схема с ВСГ имеет оп-
ределенную область применения.
Выбор места присоединения ответвления к рабочим транс-
форматорам с. н. блоков. Как и в схемах питания собственных
нужд ТЭС, на АЭС всех типов основным источником питания
механизмов с. н. являются рабочие трансформаторы, присоеди-
няемые в виде ответвлений к выводам блоков генератор-транс-
форматор в соответствии со схемами, приведенными на рис.
2-1—2-4. Как показано в главе пятой, при наличии нескольких
турбогенераторов на один реактор может оказаться целесооб-
разным их объединение по электрической части в пределах од-
ного реакторного блока с установкой генераторных выключате-
лей (рис. 2-4, б, в).
На ТЭС при наличии выключателей в цепи генератора для
уменьшения числа коммутаций при пуске и остановке и для
возможности использования рабочего трансформатора собствен-
ных нужд в качестве пускового, ответвление обычно присоеди-
няется между выключателем и трансформатором блока. В от-
личие от ТЭС на АЭС может оказаться целесообразным присое-
динение ответвления так, как показано пунктиром на рис. 2-4,
б, в и 2-2, в. Решение этого вопроса зависит в основном от вели-
чины маховых масс ГЦН и необходимости использования вы-
бега турбогенераторов для проведения режима аварийного рас-
холаживания.
Если применены ГЦН с большими маховыми массами и в ре-
жиме аварийного расхолаживания выбег турбогенераторов
блока не используется, то ответвление следует присоединять так,
как показано сплошной линией, на рис. 2-4, б, в, т. е. между ге-
нераторным выключателем и трансформатором.
Если применены малоинерционные ГЦН, требующие ис-
пользования выбега турбогенераторов в режиме аварийного
110-750 не
а)
& I
39

расхолаживания, то при объединении турбогенераторов блока
схема включения ответвления зависит от схемы питания ГЦН,
и в частности от наличия или отсутствия ВСГ. Например, в схе-
мах питания ГЦН на рис. 2-2, а, б присоединять ответвления
в объединенных блоках можно только так, как показано пунк-
тиром на рис. 2-4 б, в, т. е. между генератором и выключателем,
Это объясняется тем, что при повреждении любого из транс-
форматоров блока, рабочих трансформаторов с. н., генераторных
выключателей или выключателя высшего напряжения в цепи
объединенного блока при последующем возможном наступлении
аварийного расхолаживания мы не смогли бы сохранить на
выбеге в схеме рис. 2-4, а ни одного ГЦН, а в схеме рис. 2-2, б
в лучшем случае остались бы только два ГЦН на выбеге (что
недостаточно). При использовании в схемах питания малоинер-
ционных ГЦН вспомогательных синхронных генераторов при-
соединение ответвления возможно в двух вариантах, причем
выбор места присоединения (см. рис. 2-2, в) существенно зави-
сит от того, откуда получает питание резервный трансформатор
собственных нужд (РТСН).
Действительно, при расположении ответвления между выключателем и
трансформатором (I вариант) и при подключении РТСН к шинам высокого
напряжения АЭС или к электрически близким к шинам точкам на выбеге
при аварийном расхолаживании может оказаться менее четырех ГЦН. Тогда
в случае повреждения ВСГ (не требующем его немедленного отключения)
или в случае работы с одним отключенным ВСГ приходится снижать мощ-
ность блока примерно на 50%.
Статистика показывает, что при эксплуатации синхронных генераторов
небольшой мощности (1—6 Мет), каким является ВСГ, большинство аварий
не требует немедленной его остановки (а значит и отключения турбогенера-
тора блока), а требует только гашения поля и отключения от секции с. н.
В таком случае один из турбогенераторов блока в удобное время (например,
в период минимальной нагрузки системы) может быть остановлен для про-
изводства ремонта, а турбогенератор блока может продолжать работу либо
на резервном возбудителе, либо с использованием промежуточного вала вме-
сто ротора с переключением одного из ГЦН на секцию с. н. рабочего транс-
форматора второго турбогенератора (рис. 2-2, в).
Блок без одного ВСГ может продолжать работу с номиналь-
ной нагрузкой, если ответвление присоединено между генерато-
ром и выключателем (II вариант) или если присоединение вы-
полнено между выключателем и трансформатором (I вариант),
но РТСН подключен либо к точке системы, электрически уда-
ленной от шин высокого напряжения АЭС, либо к источнику,
который в период аварийных ситуаций на АЭС может быть вы-
делен для питания только РТСН. В самом деле, в этих случаях
даже повреждение одного из трансформаторов (блочных или
собственных нужд) или выключателей (в распредустройстве .
высокого напряжения или в цепи генератора), сопровождаемое
режимом аварийного расхолаживания, не представляет опасно-
сти для реактора, так как на выбеге остается не менее четырех
ГЦН. При питании РТСН от точки, электрически близкой к ши-
40
нам АЭС, и присоединении ответвления между выключателем
и трансформатором (I вариант) необходимо на все время ре-
монта ВСГ снизить мощность блока примерно на 50% из опас-
ности получить на выбеге менее четырех ГЦН. Такое снижение
мощности может привести к недоотпуску энергии.
Помимо сказанного в отношении режима аварийного рас-
холаживания, в первом варианте независимо от точки включе-
ния РТСН при повреждении рабочего трансформатора собствен-
ных нужд происходит аварийное отключение всего блока, тогда
как при расположении ответвления между генератором и вы-
ключателем отключается только половина блока (один турбо-
генератор). С другой стороны, при выполнении ответвления по
II варианту значительно увеличивается число коммутаций, свя-
занных с переходом с рабочего трансформатора с. н. на пуско-
резервный, увеличивается длина экранированных токопроводов
к трансформаторам собственных нужд и мощность РТСН. Ава-
рии в технологической схеме АЭС, приводящие к аварийному
отключению реактора, но не вызывающие режима аварийного
обесточивания, также легче устраняются в I варианте, так как
не требуют немедленного перехода на пускорезервный трансфор-
матор. Если же авария в технологической части АЭС приводит
к режиму аварийного расхолаживания, то в любом из вариан-
тов на выбеге обеспечивается необходимое число ГЦН.
Таким образом, I вариант включения ответвления в объеди-
ненном блоке предпочтительнее с точки зрения ликвидации по-
следствий аварий в технологической части АЭС и в турбогене-
раторах, а также при проведении операций пуска и останова;
II вариант имеет некоторые преимущества в смысле уменьше-
ния математического ожидания (м. о.) недоотпуска электро-
энергии при авариях в электрической части АЭС.
Поскольку ни один из вариантов при правильной эксплуа-
тации не представляет опасности для реактора ни в одном из
режимов, может быть выбран любой из вариантов исходя из
чисто экономических соображений (сравнение м. о. недоотпу-
щенной электроэнергии, математического ожидания избыточных
коммутаций и разницы в стоимости РТСН и экранированных
токопроводов к рабочим трансформаторам с. н.).
Обычно более выгодно подключение ответвления между
генератором и выключателем (II вариант) при условии,
что РТСН получает питание от точек, электрически близ-
ких к шинам АЭС. Если же РТСН питается от точки,
электрически удаленной от шин АЭС, то ответвление вы-
годнее подключать по I варианту — между выключателем
и трансформатором.
В целях упрощения вопроса о месте присоединения ответ-
вления в объединенных блоках на рис. 2-2, б, в блоки пока-
заны объединенными, но совершенно очевидно, что они могут
быть включены на шины высокого напряжения каждый
41

в отдельности, как это показано на рис. 2-2, а. В этом случае
выключателей в цепи генераторов не будет.
В заключение отметим, что применение ГЦН с большими
маховыми массами позволяет кардинально решить вопрос
о месте присоединения ответвления и принять в объединенных
блоках схему I варианта, как принято в настоящее время на ТЭС.
Резервирование рабочих трансформаторов с. н. блоков. Пи-
тание потребителей с. н. АЭС необходимо резервировать так,
чтобы при повреждении или ремонте рабочих трансформаторов
или при исчезновении напряжения на рабочих секциях электро-
снабжение потребителей не прекращалось. При отсутствии вы-
ключателей в цепи генераторов блока (рис. 2-1, 2-2, а, 2-3) либо
присоединении ответвления между генератором и выключате-
лем резервный трансформатор обеспечивает питание собствен-
ных нужд также при пусках и остановах, являясь пускорезерв-
ным. Резервный трансформатор автоматически включается при
отключении любого из источников питания, подхватывая всю
отключившуюся нагрузку, на которую он рассчитан. По усло-
виям самозапуска резервный трансформатор должен обеспе-
чить разворот электродвигателей соответствующих секций с уче-
том перерыва питания и отключения неответственных потреби-
телей. Длительность перерыва определяется временем действия
защиты выключателей и автоматического включения резерва.
По сравнению с ТЭС, для которых имеются нормы техноло-
гического проектирования [18], на основании которых может
быть определено количество и мощность резервных трансфор-
маторов с. н., АЭС имеют следующие особенности, не позволяю-
щие во всех случаях пользоваться приведенными в [18] реко-
мендациями.
Реакторные блоки современных АЭС, как правило, выпол-
няются с турбогенераторами 200 Мет и выше, причем могут ис-
пользоваться как схемы моноблоков, так и схемы с двумя и бо-
лее турбогенераторами на реактор.
По сравнению с ТЭС, где, начиная с блоков 300 Мет и бо-
лее, используется турбопривод основных питательных насосов,
на большинстве типов АЭС (за исключением усовершенствован-
ных графито-газовых реакторов AGR) главные циркуляцион-
ные и питательные насосы, т. е. наиболее мощные потребители
с. и., имеют, как правило, электропривод, благодаря чему мощ-
ности рабочих и резервных трансформаторов с. и. на АЭС ока-
зываются обычно выше, чем на ТЭС с блоками той же мощ-
ности.
На АЭС с малоинерционными ГЦН необходимо считаться
с возможностью срабатывания аварийной защиты на всех ре-
акторных блоках станции при затягивании отключения коротких
замыканий в системе и с возможностью последующего немед-
ленного пуска всех блоков после восстановления питания на ре-
зервных трансформаторах.
42
При тяжелых системных авариях и возникновении режима
аварийного расхолаживания на всех реакторных блоках следует
как можно скорее обеспечить пуск АЭС, что диктуется как тре-
бованиями системы, так и особенностями реакторов, если запас
их реактивности не может обеспечить пуск после наступления
динамического отравления («йодной ямы»).
Исходя из перечисленных особенностей целесообразно выби-
рать мощность и количество резервных трансформаторов с. н.
б кв в зависимости от типа и особенностей АЭС.
Если АЭС выполнена по схеме моноблоков, реакторы обла-
дают необходимой устойчивостью при коротких замыканиях
в системе и применен турбопривод хотя бы питательных насо-
сов, то выбирать мощность и количество резервных трансфор-
маторов можно так же, как на современных ТЭС соответствую-
щей мощности [18]. Схемы питания с. н. 6 кв на таких АЭС мо-
гут быть выполнены аналогично схемам на рис. 2-1, а или
2-1, б (реже). При мощности блока выше 200 Мет целесооб-
разно принять: один резервный трансформатор при числе бло-
ков не более двух; два резервных трансформатора при числе
блоков от трех до шести включительно, при числе блоков на
АЭС более шести целесообразно установить два резервных
трансформатора и третий резервный трансформатор генератор-
ного напряжения, находящийся в так называемом холодном не-
нагруженном. резерве с восстановлением, т. е. не присоединен-
ный к источнику питания, но установленный на фундаменте
и готовый к перекатке на место поврежденного рабочего транс-
форматора. Каждый резервный трансформатор в этом случае
должен обеспечить одновременно замену рабочего трансформа-
тора одного блока и пуск (останов) второго блока (при мощ-
ности блока до 300 Мет); а также и останов третьего блока,
(при мощности блока выше 500 Мет).
Если АЭС выполнена по схеме моноблоков, но не имеет
турбопривода ни главных циркуляционных, ни питательных на-
сосов, то для уменьшения мощности к. з. на секциях с. н. 6 кв
и уменьшения величины разгрузки АЭС при непроходящих к. з.
на секциях с. н. 6 кв (см. рис. 2-1, б) в схеме питания с. н. 6 кв
появится не менее одного, а то и двух рабочих трансформаторов
с. н., которые можно использовать в качестве пусковых. В этом
случае число резервных трансформаторов можно оставить то
же, что и в предыдущем, а мощность каждого из них должна
обеспечить и замену рабочего трансформатора, подключенного
ответвлением к генератору, и питание нагрузки аналогично пи-
тающихся секций с. н. пускаемых и останавливаемых блоков.
Несколько иные условия выбора мощности пускорезервных
трансформаторов возникают при наличии нескольких турбоге-
нераторов на блок. При этом возможность использования рабо-
чих трансформаторов с. н. в качестве пусковых появляется лишь
при объединении электрической части в пределах реакторного
43

блока, и то лишь при присоединении ответвлений между вы-
ключателем и трансформатором (рис. 2-2, в). В остальных слу-
чаях требования к мощности пускорезервного трансформатора
(ПРТ) увеличиваются.
В табл. П-2, П-7 приложения приведены расчетные нагрузки
на резервные трансформаторы собственных нужд при пуске бло-
ков с водо-водяным реактором единичной мощностью 400—
500 Мет и блоков с кипящим канальным реактором мощностью
1000 Мет. Простейшие подсчеты па основании данных этих таб-
лиц показывают: если потребовать для реактора с турбогенера-
торами 500 Мет, чтобы ПРТ обеспечил замену рабочего транс-
форматора одного турбогенератора и одновременно пуск из хо-
лодного состояния (или останов) второго реакторного блока,
то мощность ПРТ примерно вдвое превысит мощность рабочего
трансформатора, если же одновременно потребовать, чтобы
ПРТ обеспечил и останов (пуск) третьего реакторного блока,
то его мощность почти втрое превысит мощность рабочего
трансформатора. Известно, что из условий ограничения токов
к. з. на секциях с. н. 6 кв мощность резервного трансформатора
с. н. не должна существенно превышать мощность рабочего
трансформатора. В противном случае пришлось бы увеличить
число ПРТ и не допускать их параллельную работу со стороны
резервных магистралей, что при числе ПРТ, равном трем, встре-
чает большие трудности. Поэтому мощность ПРТ в реакторных
блоках с несколькими турбогенераторами целесообразно выби-
рать из условий удовлетворения возможных сочетаний нагрузок
при различных режимах в пределах одного реакторного блока.
Мощность ПРТ при наличии двух турбогенераторов на реактор
безусловно должна быть достаточной для пуска реакторного
блока из холодного состояния, нормального расхолаживания
реакторного блока, замены рабочего трансформатора одного из
турбогенераторов с одновременным пуском (остановом) второго
турбогенератора. При трех турбогенераторах на блок в послед-
нем требовании будет условие пуска второго и останова треть-
его турбогенератора.
При определении числа ПРТ следует исходить из числа тур-
богенераторов: один ПРТ при числе турбогенераторов не более
двух, два ПРТ при числе турбогенераторов от трех до шести,
два ПРТ и один резервный трансформатор генераторного на-
пряжения в складском резерве при числе турбогенераторов на
АЭС более шести.
Отсюда видно, что при трех и более реакторных блоках на
АЭС их одновременный пуск невозможен. Такое ограничение
можно допустить лишь в случае» когда реакторы устойчивы при
коротких замыканиях в системе.
Сверх принятой кратности резервирования (с учетом недо-
статочного опыта поведения. АЭС при тяжелых системных ава-
риях) может в отдельных случаях предусматриваться установка
44
«0-220НВ 330-750«в б) _110-500ив 220-750не
°ис. 2-5. Возможные схемы присоединения резервных трансформаторов с. н.
блочных АЭС: а — к сборным шинам низшего из повышенных напряжений и
к третичной обмотке автотрансформаторов связи; б — от близрасположенной
подстанции или электростанции и при помощи ответвления от блока генера-
тор-трансформатор с генераторным выключателем.
специального пускового трансформатора с питанием от ГЭС
или ТЭС, выделенной в системе для разворота АЭС при систем-
ной аварии с полной потерей собственных нужд. Необходимость
увеличения кратности резервирования должна быть в каждом
случае обоснована.
Наконец, если реакторы АЭС неустойчивы при некоторых
видах коротких замыканий в системе, то при вышепринятой
мощности резервных трансформаторов, обеспечивающих каж-
дый пуск только одного реакторного блока, число ПРТ целе-
сообразно принять равным числу реакторных блоков. Следует
отметить, что такой случай свидетельствует о неправильном вы-
боре схемы питания малоинерционного ГЦН или о неправиль-
ном выборе его типа и поэтому является исключением и на сов-
ременных АЭС повторяться не должен.
Для АЭС еще более ответственным, чем для ТЭС, является
выбор места присоединения резервных трансформаторов соб-
ственных нужд, в особенности в начальной стадии строительства
АЭС при пуске первого блока, когда резервный трансформатор
может быть всего один. Как уже отмечалось, на АЭС собствен-
ные нужды, как правило, получают питание ответвлениями от
блоков генератор—трансформатор (рис. 2-1—2-4), и в этом слу-
чае возможны следующие места присоединения резервного
трансформатора (рис. 2-5): 1) сборные шины низшего из повы-
шенных напряжений при условии, что эти шины могут полу-
чать питание от внешней сети энергосистемы при остановке ге-
нераторов АЭС — (рис. 2-5, а, 2-2, а, в); 2) третичные обмотки
автотрансформаторов (AT) связи (рис. 2-5, а), при условии до-
пустимости колебания напряжения на шинах распределитель-
ного устройства собственных нужд (РУСН) при регулировании
напряжения AT, а также при условии допустимого с точки зре-
ния самозапуска суммарного реактивного сопротивления AT
и резервного трансформатора; 3) сборные шины близко рас-
45

положенных посторонних источников питания (подстанции или
станции) — (рис. 2-2, б, 2-5, а, б); 4) ответвление от блока ге-
нератор—трансформатор с установкой выключателя между
генератором и трансформатором (рис. 2-5, б). В третьем случае
необходима проверка условий самозапуска электродвигателей
собственных нужд. Такой способ резервирования наиболее бла-
гоприятен для обеспечения высокой надежности питания с. н.
АЭС даже в условиях системных аварий с потерей значительной
части генерирующих мощностей. Выбранная для этой цели
электростанция обычно выполняется с устройствами для ее ав-
томатического отделения от энергосистемы со сбалансированной
нагрузкой при тяжелых системных авариях.
В четвертом случае необходимость включения резервного
трансформатора по приведенной схеме может возникнуть при
наличии на АЭС только повышенных напряжений 500 и 750 кв;
при наличии одного резервного трансформатора такое его вклю-
чение менее желательно, чем при первых, но при наличии двух
резервных трансформаторов допустимо, например, в виде со-
четаний мест их включения, показанных на рис. 2-5,6.
Во всех случаях нужно стремиться к наибольшей электриче-
ской удаленности между точками подключения- рабочих и ре-
зервных трансформаторов собственных нужд. При наличии двух
(и более) резервных трансформаторов для повышения надеж-
ности электроснабжения механизмов собственных нужд очень
существенно, чтобы они подключались к различным источникам
питания: распределительным устройствам (РУ) разных напря-
жений, различным секциям или системам шин РУ одного на-
пряжения, третичным обмоткам автотрансформаторов и т. д.
Возможно большое количество сочетаний мест включения ре-
зервных трансформаторов из только что упомянутых и из мест
включения, показанных на рис. 2-5. Из них для конкретного
расположения АЭС нужно выбрать наилучший вариант с ис-
пользованием методов теории надежности. Некоторые из ва-
риантов включения резервных трансформаторов представлены
на рис. 5-4—5-6.
Магистрали резервного питания механизмов собственных
нужд 6 кв секционируются выключателями через два или три
турбогенератора (рис. 2-5). При этом устраняется параллель-
ная работа резервных трансформаторов с. н., обычно недопус-
тимая по параметрам коммутационной аппаратуры, и в то же
время сохраняется возможность использования любого из пус-
корезервных трансформаторов для замены рабочего трансфор-
матора, а другого — для пуска и останова блоков. Второй ре-
зервный трансформатор на АЭС с дубль-блоками должен быть
установлен одновременно со вторым реакторным блоком.
Следует отметить, что в некоторых случаях в зависимости от разрыва во
времени между пуском первого и второго блоков АЭС может оказаться целе-
сообразным опережающий ввод второго резервного трансформатора одновре-
46
менно с пуском первого блока: это увеличит надежность прохождения режима
нормального расхолаживания реактора первого блока при выводе из работы
первого резервного трансформатора.
На стороне 6 кв резервных трансформаторов устанавли-
ваются выключатели, позволяющие отключать поврежденный
резервный трансформатор от резервных магистралей и исполь-
зовать магистрали для дальнейшего питания потребителей ра-
ботающего блока от другого источника: второго резервного
трансформатора или недогруженного рабочего трансформатора
любого из работающих турбогенераторов. Как видно из табл.
П-2, П-7 приложения, при мощности рабочих трансформаторов
с. н. в 32 и 63 Мв-а для генераторов мощностью 200 и 500 Мет
такая возможность на АЭС безусловно имеется.
Несмотря на применение трансформаторов с расщепленными
обмотками, секционирование и недопущение параллельной ра-
боты трансформаторов собственных нужд, рост мощности транс-
форматоров и электродвигателей собственного расхода приво-
дит к резкому увеличению токов короткого замыкания. Поэтому,
если при использовании генераторов 200 Мет еще удается ис-
пользовать в цепи с. н. 6 кв выключатели ВМП-10 с мощностью
отключения 200 Мв • а и ударным током 52 ка, то при большей
мощности генераторов — 300 и 500 Мет — приходится применять
значительно более дорогие выключатели с электромагнитным
гашением типа ВЭМ-6 с мощностью отключения 400 Мв-а
и ударным током 100 ка.
Ответвления от генераторов к трансформаторам собствен-
ных нужд на мощных блоках выполняются обычно закрытыми,
пофазно экранированными токопроводами, а ответвления от
трансформаторов собственных нужд до комплектного распреде-
лительного устройства КРУ — 6 кв и резервные магистрали
6 кв — закрытыми трехфазными токопроводами на 2000—3000 а
и ударные токи до 125 ка.
Питание общестанционной нагрузки АЭС и присоединение
трансформаторов 6/0,4 кв. Характерным отличием большинства
АЭС от ТЭС, в особенности пылеугольных, является гораздо
меньшая доля осщестанционной нагрузки из-за отсутствия мощ-
ных механизмов топливно-транспортного цеха. Поэтому на АЭС
мощные электроприемники и электродвигатели 6 кв общестан-
ционных механизмов: резервный возбудитель, противопожарный
насос, насосы технической воды, насос кислотной промывки,
трансформаторы открытого распределительного устройства
(ОРУ), компрессорной, объединенного вспомогательного кор-
пуса (ОВК) и резервные трансформаторы 6/0,4 кв — удается
обычно равномерно распределять по рабочим секциям 6 кв
(см.* табл. П-], П-6 и П-11) без выделения отдельных
секций и трансформаторов для питания общественной
нагрузки. Что же касается менее мощных электроприемников
общестанционных механизмов, то их, наоборот, стремятся выде-
47

лить на отдельные секции 0,4 кв с питанием от своих трансфор-
маторов 6/0,4 кв, например секции объединенного вспомога-
тельного корпуса, открытого распределительного устройства,
компрессорной и т. д. (см. рис. 2-13, 2-14, 2-15 и табл. П-1,
П-6иП-11).
На структуру сети 0,4 кв АЭС существенно влияет то, что
часть электродвигателей машинного зала, реакторного цеха,
химводоочистки, вентиляции выделяется в специальную сеть
надежного питания 0,4 кв, о которой пойдет речь ниже. Осталь-
ная нагрузка на напряжении 0,4 кв получает питание от рабо-
чих трансформаторов 6/0,4 кв, подключенных к секциям распре-
делительного устройства собственных нужд 6 кв. Если для пита-
ния нагрузок машзала и котельного цеха ТЭС применяют
отдельные блочные трансформаторы 6/0,4/се, то нагрузки машин-
ного зала и реакторного цеха АЭС могут, по аналогии с ТЭС,
выделяться либо на специальные трансформаторы реакторного
и машинного отделений (рис. 2-14), либо равномерно распреде-
ляться на трансформаторы 6/0,4 кв без строгого разделения на
две упомянутые группы (рис. 2-13 и табл. П-1).
Как уже упоминалось, характерным для многих АЭС является приме-
нение реакторов с двумя турбогенераторами. В этом случае при выделении
трансформаторов машинного зала и реакторного цеха нагрузку последнего
распределяют на трансформаторы, присоединенные к секциям РУСН-6 кв
каждого из турбогенераторов, а трансформаторы машинного зала питаются
каждый от секций РУСН-6 кв своего генератора (см. рис. 2-14). Такого же
правила придерживаются и в схемах без явно выраженного выделения на-
грузки (см. рис. 2-13 и табл. П-1), где на один реакторный блок имеем по два
трансформатора СУЗ и компенсаторов объема и по два блочных, получающих
питание от секций с. н. 6 кв соответствующего турбогенератора и ВСГ.
Способы питания вентиляционных устройств. На АЭС по
сравнению с другими типами станций гораздо большую роль иг-
рают электродвигатели вентиляционных устройств, которые
здесь имеют большую мощность. Нагрузки этих электродвига-
телей можно либо равномерно распределить между трансфор-
маторами 6/0,4 кв (см. рис. 2-13), либо в основном сосредото-
чить на специальных трансформаторах вентиляционного центра
(см. рис. 2-14, 2-15), как это выполнено, например, на I и
II блоках БАЭС [21]; при этом часть нагрузки останется на
трансформаторах реакторного и машинного зала. Во всех слу-
чаях часть наиболее ответственной нагрузки вытяжных и при-
точных систем вентиляции выделяется и на сеть надежного пи-
тания II группы (табл. П-3 и П-8).
Определение расчетной нагрузки на трансформаторы с. н.
АЭС. При определении мощности трансформаторов с. н. необ-
ходимо определить расчетную нагрузку от электродвигателей.
Наиболее точно это можно было бы сделать, располагая значе-
ниями коэффициента спроса для групп электродвигателей (kc):
SDaC4 = , кв-а, (2-1)
расч COS фср
48
где РдВ — номинальная мощность двигателя, /cer;coscpcp — сред-
ний коэффициент мощности.
Следует отметить, что достоверных данных по величине kc
нет в настоящее время даже для ТЭС. Поэтому для определе-
ния мощности трансформаторов с. н. АЭС рекомендуется при-
ближенный метод, принятый для блочных ТЭС, согласно кото-
рому переход от мощности механизмов к мощности трансформа-
тора производится путем умножения суммарной мощности всех
механизмов на усредненные коэффициенты пересчета, приня-
тые институтом «Теплоэлектропроект» на основе опыта эксплуа-
тации и проведенных ОРГРЭС испытаний [32]. В суммарной
мощности всех механизмов учитываются и мощности всех ре-
зервных и нормально не работающих механизмов и трансформа-
торов. В соответствии со сказанным мощность трансформаторов
6/0,4 кв для АЭС можно определять по формуле:
ST0,4 = 0'75 vp;B + 0,35 vp;B + 0,22P3aAB + 0,9^POCB(Ke.a,(2-2)
где ^^Дв» 21^дв — суммы каталожных мощностей электро-
двигателей мощностью более 75 и ме-
нее 75 кет соответственно, подключен-
ных к трансформатору, кет;
^ <Р3адв—сумма каталожных мощностей электро-
двигателей задвижек и колонок дистан-
ционного управления, кет;
^.Росв — суммарная каталожная нагрузка прибо-
ров освещения и электронагревателей,
кет.
Располагая значениями мощностей трансформаторов 6/0,4 кв
и двигателей 6 кв, можно определить расчетную нагрузку,
а значит, и мощность основных рабочих и резервных трансфор-
маторов с. н. 6 кв:
St6 = 0,9(2Pab6 + 2St0,4), кв-а, (2-3)
где 2^Двб—сумма расчетных мощностей на валу всех ус-
тановленных механизмов с электродвигателями
6 кв, включая резервные и нормально не рабо-
тающие, квт\
2^то.4 — сумма всех присоединенных мощностей транс-
форматоров 6/0,4 кв, включая резервные и нор-
мально не работающие кв • а.
Хотя величина коэффициентов (0,9; 0,35; 0,2) и является ус-
редненной и условной, но -изложенный метод оправдался прак-
тикой выбора трансформаторов с. н. на блочных ТЭС и суще-
ствующих АЭС.
" При использовании синхронных электродвигателей опреде-
ление мощности трансформаторов с. н. по изложенной методике
дает завышенные результаты, в особенности на АЭС с газо-
вым теплоносителем, где могут использоваться синхронные
49

двигатели большой мощности для привода газодувок. В этом
случае следует учитывать реактивную мощность, отдаваемую
синхронными двигателями в сеть.
Если проектирование электрической части АЭС ведется на стадии, когда
в результате расчета тепловой схемы АЭС известны расчетные мощности
электроприемников и график их работы, то выбор мощности трансформато-
ров целесообразно проводить по действительным нагрузкам, без применения
усредненных коэффициентов пересчета [23]. Это особенно существенно для
трансформаторов и источников питания сетей повышенной надежности I и
II группы, где ведется строжайшая экономия электроэнергии, потребляемой
при аварийном расхолаживании, и где каждый электроприемник должен
включаться лишь на время, необходимое для съема остаточных тепловыде-
лений.
Присоединение резервных трансформаторов 6/0,4 кв. На-
грузка 0,4 кв на АЭС, как и на ТЭС, питается и резервируется
от трансформаторов 6/0,4 /се, приключаемых к секциям распре-
делительного устройства собственных нужд 6 /се, причем на
АЭС также должен строго выдерживаться принцип питания ре-
зервных трансформаторов от секций 6 /се, от которых не пи-
таются резервируемые ими рабочие трансформаторы. В этом
отношении при наличии реакторов с двумя и более турбинами
возникают некоторые осложнения, связанные с тем, что на-
грузка реакторного цеха распределена на секции РУСН, отно-
сящиеся к обоим генераторам, да и число рабочих трансформа-
торов 6/0,4 кв половины реакторного блока обычно мало для
установки отдельного резервного трансформатора. Поэтому наи-
более целесообразно присоединение резервного трансформатора
6/0,4 кв первого реакторного блока к РУСН-6 кв второго ре-
акторного блока (как это показано сплошной линией на рис.
2-13, 2-14) с резервированием им всех трансформаторов глав-
ного корпуса, обслуживающих один, реакторный блок. До ввода
в эксплуатацию второго реакторного блока питание резервного
трансформатора с. н. 6/0,4 кв осуществляется от резервного
трансформатора блока, и в этом случае резервный трансфор-
матор 6/0,4 кв присоединяется к нему либо через одну из сек-
ций РУСН-6 кв (в том числе и через секцию надежного пита-
ния II группы, если к ним не присоединены резервируемые
трансформаторы 6/0,4 /се, как это показано штриховой линией
на рис.2-13), либо непосредственно к магистрали 6 кв резерв-
ного трансформатора (рис. 2-14). В последнем случае при по-
вреждении любого рабочего трансформатора 6/0,4 кв главного
корпуса автоматически включается резервный трансформатор
6,/0,4 кв и одновременно — резервный трансформатор блока.
После ввода второго реакторного блока в эксплуатацию, ре-
зервный трансформатор 6/0,4 кв переносится на шины РУСН-6 кв
второго блока.
Для секций главного корпуса АЭС с реакторными дубль-
блоками можно принимать один резервный трансформатор
6/0,4 кв на реакторный блок (на 2 турбогенератора), причем
50
нужно стремиться, чтобы число рабочих трансформаторов
6/0,4 кв на один резервный не превышало шести. Обоснование
указанной кратности резервирования и мер по повышению на-
дежности электроснабжения потребителей собственных нужд
на напряжении 0,4 кв приведено в § 3-2.
Мощность резервного • трансформатора 6/0,4 /се при схеме
с явным резервом (рис.2-13—2-15) применяется равной мощно-
сти наиболее крупного рабочего трансформатора, им резерви-
руемого, и не должна превышать 1000 кв - а (по условию обес-
печения устойчивости аппаратуры 0,4 кв).
Источники резервного питания шин РУСН-0,4 кв должны обеспечи-
вать одновременный самозапуск ответственных электродвигателей 0,4 кв
(от которых зависит сохранность оборудования) при потере собственных
нужд 6 кв на блоках, ими резервируемых. Для этого некоторые секции
РУСН-0,4 кв каждого блока разделяются автоматами на две полусекции,
к одной из которых присоединяются ответственные электродвигатели
(рис. 2-14). При длительной потере напряжения на шинах РУСН полусек-
ции с неответственными потребителями отключаются, а полусекции с ответ-
ственными электродвигателями автоматически подключаются к резервному
трансформатору. В этом отношении АЭС находятся в преимущественном
положении по сравнению с ТЭС, так как большинство ответственных двига-
телей выделено на сеть надежного питания, снабженную автономными источ-
никами питания, и сохранность оборудования обеспечивается даже если после
обесточивания РУСН-6 кв питание резервного трансформатора 6/0,4 кв в те-
чение длительного времени не восстановится.
Для секций РУСН-0,4 кв вспомогательных цехов АЭС мо-
жет применяться резервирование от отдельных резервных транс-
форматоров— явный резерв (рис. 2-13, 2-14)—или взаимное
резервирование двух рабочих трансформаторов — неявный ре-
зерв.
2-2. Сети и источники надежного питания
Основные потребители I и II группы АЭС с водо-водяными
и канальными кипящими реакторами. В виде примера в табл.
П-2 и П-8 приведен перечень потребителей, составляющих на-
грузку на сеть надежного питания в нормальном режиме
и в режиме аварийного обесточивания на АЭС с водо-водяными
и канальными кипящими реакторами. Следует обратить внима-
ние на пп. 1а— 1 ж П-8, где перечислены потребители I группы,
работающие на переменном токе напряжением 380 в и часто-
той 50 гц.
Весьма существенным является то обстоятельство, что боль-
шая часть потребителей II группы и практически все потреби-
тели I группы, работающие на напряжении 380 в 50 гц, рабо-
тают и в нормальном режиме и выделены на эти сети с повы-
шенной надежностью электроснабжения лишь потому, что от их
бесперебойного функционирования зависит безопасность экс-
плуатации АЭС и сохранность дорогостоящего оборудования.
Вместе с тем, как видно из табл. П-2 и П-8, при аварийном
обесточивании нагрузка на сеть надежного питания II группы
51

возрастает по сравнению с нормальным режимом за счет вклю-
чения в работу электродвигателей специальных аварийных ме-
ханизмов (например, аварийных питательных насосов, аварий-
ных насосов технической воды и т. д.). Вместо них в нормаль-
ном режиме работают рабочие электродвигатели и механизмы
гораздо более мощные (питательные насосы, насосы техниче-
ской воды), но не подключенные к сети надежного питания.
Нагрузка сети II группы возрастает также и из-за ввода в ра-
боту при аварийном расхолаживании механизмов и систем, ко-
торые при нормальной работе не функционируют, например
аварийный насос охлаждения СУЗ, резервный масляный насос
турбогенератора, валоповоротное устройство, вспомогательный
циркуляционный электронасос ВЦЭН автономного контура ГЦН,
конденсатный насос технологического конденсатора и т. д.
Некоторые из технологических систем АЭС и их электро-
приемников, предъявляющие повышенные требования к на-
дежности электроснабжения, рассматривались в § 2-1 и в гл. 1.
Пути уменьшения нагрузки на автономные источники пита-
ния. При проектировании и модернизации сетей надежного пи-
тания (с учетом опыта эксплуатации) прилагаются все усилия,
чтобы уменьшить количество и мощность выделяемых на сеть
надежного питания потребителей в нормальном режиме работы
станции, и в особенности при аварийном обесточивании. В графе
примечаний к табл. П-2, П-8 указано, какие из механизмов ра-
ботают периодически либо включаются не сразу после наступ-
ления аварии, какие — отключаются по мере уменьшения оста-
точных тепловыделений. Из тех же таблиц видно, что при ава-
рийном расхолаживании до минимума сокращают количество
систем, работающих в нормальном режиме от сети II группы:
систем охлаждения бассейна выдержки, шахты реактора, бок-
сов парогенераторов, вентиляционных систем и т. д.
Очень характерным примером уменьшения нагрузки на сети
надежного питания является исключение из ее состава боль-
шей части силовой нагрузки СУЗ. Действительно, после сраба-
тывания аварийной защиты и наступления аварийного обесто-
чивания не требуется питания силовых цепей привода стерж-
ней СУЗ для осуществления расхолаживания, и оно может
производиться от трансформаторов СУЗ и компенсаторов обьема,
подключенных не к сети надежного питания, а лишь к секциям
РУСН-6 кв, питающимся от вспомогательного генератора.
Только одно это мероприятие уменьшает нагрузку на сеть на-
дежного питания на 250 кет. Вместе с тем, часть нагрузки СУЗ
питается от сети I группы через обратимый двигатель-генератор,
а от сети надежного питания II группы питается часть электро-
нагревателей компенсаторов объема.
Мы уже останавливались на том, какими мерами на новых блоках боль-
шой мощности удалось полностью исключить из состава потребителей
I группы энергоемкие потребители — главные циркуляционные насосы. Это —
52
и создание ГЦН с ограниченными контролируемыми протечками, ГЦН
с большими маховыми массами [9, 16], и использование совместного выбега
[12, 13] ГЦН с главными или вспомогательными генераторами, и совершен-
ствование реакторов и теплообменного оборудования, обеспечивающих пере-
ход на режим естественной циркуляции при все больших уровнях мощно-
сти [2, 3, 4, 8] и т. д. Достаточно вспомнить, что на I блоке НВАЭС проектом
была предусмотрена специальная мощная аккумуляторная батарея с преоб-
разователем на 600 в 12,5 гц и двухскоростнымн ГЦН для обеспечения цир-
куляции теплоносителя при аварийном обесточивании [22], а I и II блоки
БАЭС имеют специальные аварийные циркуляционные насосы (меньшей
мощности, чем ГЦН), питающиеся через обратимые двигатель-генераторы
в режиме обесточивания от аккумуляторных батарей [21]. Совершенно оче-
видно, что новые мощные блоки не могли бы проектироваться и строиться
без решения указанных вопросов по снижению нагрузки на сети надежного
питания, и в особенности на сеть I группы.
Режимы работы сетей и источников надежного питания
в нормальных и аварийных условиях. На рис. 2-6—2-10 приве-
дены возможные варианты схем сетей надежного питания. Из
этих рисунков и данных табл. П-2 и П-8 следует, что как в нор-
мальном режиме, так и во всех аварийных режимах работы
АЭС, не сопровождающихся обесточиванием, основным источ-
ником электроснабжения сетей надежного питания I и II групп
являются рабочие трансформаторы собственных нужд и транс-
форматоры надежного питания 6/0,4 кв, а резервным источни-
ком— пускорезервные трансформаторы блоков и резервные
трансформаторы 6/0,4 кв. В тех случаях, когда на АЭС имеются
мощные механизмы с. н. с электродвигателями 6 кв, участвую-
щие в аварийном расхолаживании, например аварийные пита-
тельные насосы, насосы технической воды, то в РУСН-6 кв вы-
деляются специальные секции надежного питания 6 кв II группы
(3 на рис. 2-1). К этим секциям и подключаются трансформа-
торы надежного питания 6/0,4 /се, электродвигателя 6 кв меха-
низмов, участвующих в аварийном расхолаживании, и дизель-
генераторы (рис. 2-6). В нормальном режиме секции 6 кв на-
дежного питания объединены с помощью секционных выключа-
телей с соседними секциями и получают питание от рабочих
трансформаторов с. н. (например, секционные выключатели
между секциями 1Б и 1Н9 а также 2Б и 2Н на рис. 2-6, а
замкнуты). Через трансформаторы надежного питания 6/0,4 кв
(рис. 2-6, 2-8) получают питание секции 0,4 кв II группы и свя-
занные с ними с помощью автоматических выключателей сек-
ции 0,4 кв I группы. От секций 0,4 кв II группы происходит
электроснабжение работающих в нормальном режиме потреби-
телей II группы, а от секций 0,4 кв I группы питаются ее потре-
бители на переменном токе (см., например, табл. П-8 п. 1а)
и получают питание обратимые двигатель-генераторы, состоя-
щие из соединенных на одном валу машины постоянного тока
и синхронной машины.
В нормальном режиме синхронная машина, работая в режиме двига-
теля вращает машину постоянного тока, работающую в генераторном
режиме параллельно с соответствующей аккумуляторной батареей. Этим
53

■ Н секции 4Н
' j блона № 2
15^
И щиту
постоянного
тона блочной
аккумуляторной
батареи
блона №2
Но 2-му
j"~ блоку
I/ Но 2-му
блоку
14 Н щиту
— постоянного
тока блока №2
Рис 2-6 Схемы сетей надежного питания I и II группы при наличии двух
тирбогенераторов на реакторный блок и при установке дизель-генераторов на
напряжении 6 кв: а - при отсутствии гальванической связи между секциями
надежного питания; б — при наличии гальванической связи между секциями
надежного питания
54
обеспечивается нагрузка щита постоянного тока и необходимый подзаряд ба-
тарей (рис. 2-6).
Дизель-генераторы во всех режимах, не сопровождающихся аварийным
обесточиванием, не работают.
При исчезновении переменного напряжения 0,4 кв на секциях I группы
(по любой причине) без выдержки времени секции 0,4 кв I группы отде-
ляются от секций 0,4 кв II группы, и обратимый двигатель-генератор меняет
режим работы: машина постоянного тока переходит в режим двигателя
с питанием от аккумуляторной батареи, а синхронная — в режим генератора,
обеспечивая питание потребителей 0,4 кв I группы. Напряжение на секциях
0,4 кв I группы поддерживается на нужном уровне автоматическим регуля-
тором синхронной машины. Наряду с двумя рабочими двигатель-генерато-
рами, играющими одновременно и роль зарядных агрегатов, имеется также и
резервный (показан только на схеме рис. 2-6, а), отключенный при нормаль-
ных условиях, но автоматически включаемый в работу при повреждении
или исчезновении напряжения на секции 0,4 кв любого рабочего двигатель-
генератора.
При аварийном обесточивании дизель-генераторы пускаются автомати-
чески, подключаются к -соответствующим секциям надежного питания
II группы (рис. 2-1, 2-6, 2-7, 2-10), которые к этому времени отделяются
секционными выключателями от соседних секций, и обеспечивают питание
потребителей, подключенных к трансформаторам надежного питания, а также
необходимых двигателей 6 кв, подключенных к секциям надежного питания
II группы и участвующих в аварийном расхолаживании (табл. П-3 и П-9).
За счет работы этих аварийных источников производится
расхолаживание станции; при этом функционируют лишь ав-
тономные сети, границы которых обозначены штриховой линией
на рис. 2-6. Дизель-генераторы оборудованы системами авто-
матики, позволяющими осуществить трехкратную попытку пуска,
и необходимыми вспомогательными механизмами, обеспечиваю-
щими их постоянную готовность к пуску, т. е. имеют прогретые
системы охлаждения, смазки, подачи топлива (см. табл. П-8,
пп. 1 е; 16, 17, 18, 19). В настоящее время можно с уверенно-
стью рассчитывать на прием нагрузки дизель-генераторами
с автоматическим пуском через 18—30 сек с момента подачи
команды на пуск при мощности дизель-генератора до 1600 кет
и через 3 мин при мощности 4000 кет. При успешном запуске
дизель-генераторов питание с секций 0,4 кв II группы в случае
необходимости вновь подается на секции 0,4 кв I группы, и че-
рез обратимые двигатель-генераторы может быть принята часть
аварийной нагрузки щита постоянного тока.
При возникновении аварийного расхолаживания прини-
маются меры по восстановлению питания от энергосистемы, и
после подачи питания на РУСН-6 кв аварийное расхолажива-
ние можно прекратить (с остановкой дизель-генераторов) и
приступить к пуску станции либо ее нормальному расхолажи-
ванию.
1, 2—рабочий и резервный дизель-генератор (или газотурбинный агрегат); 3 — секции
надежного питания 6 кв II группы; 4 — рабочий трансформатор 6/0,4 кв надежного пи-
тания II группы; 5—секции 0,4 кв II группы; 6 — секции 0,4 кв I группы; 7, 8 — щиты
постоянного тока рабочей (9) и резервной (10) аккумуляторных батарей; 9 — рабочая
аккумуляторная батарея реакторного блока; 10 — резервная аккумуляторная батарея
АЭС; //, 12 — обратимые двигатель-генераторы рабочие и резервные; 13 — резервный
трансформатор 6/0,4 кв; 14 — секция 0,4 кв резервного трансформатора с. н.; 15 — сеть
надежного питания I группы; 16 — сеть надежного питания II группы
55

35-220ив
секциям 0,4нв
Рис. 2-7. Схема сети надежного питания II группы на моноблочной АЭС
с установкой дизель-генераторов на напряжении 6 кв и с гальванической
связью между секциями надежного питания II группы
1—16 — то же, что на рис. 2-6
Если схема сети с. н. 6 кв существенно зависит от числа
турбогенераторов на блок, а также типа и числа главных цир-
куляционных насосов, то схема сети надежного питания по своей
структуре может быть принята одинаковой для энергетических
реакторов разных типов. Из сравнения рис. 2-7 и 2-6 видно, что
как при моноблоках, так и при двух (или более) турбогенера-
торах на блок необходимо выделить две самостоятельные
секции 6 кв, к которым подключаются рабочий и резервный ди-
зель-генераторы, рабочий и резервный трансформаторы надеж-
ного питания 6/0,4 кв и необходимые при аварийном расхола-
живании механизмы с электродвигателями 6 кв. В нормальном
режиме обе секции надежного питания 6 кв являются рабо-
чими, а при аварийном обесточивании, как правило, рабочей
остается только одна секция, а вторая становится резервной.
В блоках сравнительно небольшой мощности (до 100 Мет),
а также и в более мощных блоках с усовершенствованной техно-
логической схемой в режиме аварийного расхолаживания
можно обойтись без участия мощных механизмов с электродви-
гателями 6 кв, и тогда дизель-генераторы целесообразно вклю-
чать на секции надежного питания 0,4 кв (рис. 2-8). В этом
случае при аварийном обесточивании секции надежного пита-
ния 0,4 кв II группы отделяются от питающих их в нормальном
56
35-220нв
35-220нв
220в_^
У 7
Ы_ '\ I °-4м\ I °w _J£
220 в}
5 L 1/ / /но 2 ~му
б/гону
Рис. 2-8. Схема сетей надежного питания на моноблочной АЭС при отсутст-
вии потребителей II группы на напряжении 6 кв
1—16 — то же, что на рис. 2-6
режиме трансформаторов 6/0,4 кв (4 на рис. 2-8), и сеть надеж-
ного питания II группы существенно сокращается по сравнению,
например, со схемами на рис. 2-6, 2-7. При такой схеме транс-
форматоры можно лишь условно назвать трансформаторами
надежного питания, поскольку через них происходит электро-
снабжение лишь в нормальном режиме работы. Это трансфор-
маторы 6/0,4 кв по схеме включения и резервирования будут
аналогичны другим рабочим трансформаторам 6/0,4 кв. К сек-
циям 6 кв надежного питания, как и к остальным секциям 6 кв,
подключаются потребители с. н. В то же время в схемах моно-
блоков, когда один из рабочих трансформаторов с. н. подключен
не ответвлением к генератору, а к шинам высокого напряжения
системы — к секциям с. н. 6 кв этого трансформатора целе-
сообразно подключать трансформаторы 6/0,4 кв, питающие
в нормальном режиме секции 0,4 кв II группы, с тем чтобы обес-
печить быстрейшее восстановление нормального электроснаб-
жения потребителей II и I групп от системы (см. рис. 2-8).
В схемах на рис. 2-6—2-8 приняты следующие кратности
резервирования: один резервный дизель-генератор на два рабо-
чих, т. е. на два реакторных блока; трансформаторы надежного
питания 6/0,4 кв в режиме аварийного обесточивания имеют
100%-ное резервирование, а обратимые двигатель-генераторы —
200%-ное в аварийном режиме и 50%-ное в нормальном
57

35-220 ив 35-220 ив
Рис. 2-9. Схема сети надежного питания II группы на моноблочной АЭС при
отсутствии потребителей на напряжении 6 кв и с уменьшенной кратностью
резервирования дизель-генераторов
/ — рабочие дизель-генераторы; 2 — резервный дизель-генератор; «? — рабочие секции
6 кв; 4 — рабочие трансформаторы 6/0,4 кв, 5 — рабочие секции 0,4 кв
режиме. Схемы автоматики построены таким образом, что при
наступлении аварийного обесточивания к секциям 6 кв и 0,4 кв
II группы остается подключенным только минимально необхо-
димое число приемников (см. табл. П-2 и П-8), самозапуск ко-
торых должен быть обеспечен от дизель-генераторов. Условия
самозапуска обычно получаются очень тяжелыми. Этот вопрос
будет специально рассматриваться в § 4-2.
Условия самозапуска можно существенно облегчить, если предусмотреть
специальное логическое устройство, которое обеспечит формирование команд
на запуск дизель-генераторов, отключение необходимых секционных выключа-
телей (рис. 2-6, 2-7) или выключателей трансформаторов (рис. 2-8), отключе-
ние не участвующих в расхолаживании механизмов и поочередное включе-
ние дизель-генераторов и электродвигателей механизмов, участвующих в рас-
холаживании.
Можно создать также такое логическое устройство (управляющую ма-
шину), которое управляло бы механизмами собственных нужд и источни-
ками питания во всех режимах, включая аварийное обесточивание. В этом
случае нет надобности в выделении специальных секций и в особенности
трансформаторов надежного питания II группы: логическое устройство само
определит, какое количество механизмов собственных нужд и в какой по-
следовательности подключить к секциям надежного питания в зависимости
от числа запустившихся дизель-генераторов (рис. 2-9) .В этой схеме при-
менено три дизель-генератора, каждый из которых рассчитан на питание 50%-
ной суммарной нагрузки в аварийном режиме. Одновременно подаются кОхман-
58
35-220нв
35-220ив
К другим
рабочим ■*■
секциям 0,4не
f { 0,4 ив {
/ f f Но 2-му
блоиу
Рис. 2-10. Схема сети надежного питания U группы при наличии 2 турбогене-
раторов на реакторный блок и установке дизель-генераторов с уменьшенной
кратностью резервирования на напряжении 6 кв
1—5 — то же, что на рис. 2-9
ды на запуск всех трех дизель-генераторов, и все три работают в случае успеш-
ного запуска. В самом неблагоприятном режиме, при запуске только одного
дизеля, логическое устройство включит минимальное количество механизмов
й будет чередовать режимы их работы так, чтобы обеспечить минимум не-
благоприятных последствий. Гибкая схема коммутации позволяет осуществить
любой из режимов без параллельной работы генераторов дизельных устано-
вок. Следует иметь в виду, однако, что изложенные выше принципы автома-
тики сети надежного питания должны использоваться с разумной осторож-
ностью, с тем чтобы усложнение автоматики и достигаемое за этот счет
упрощение схемы сети надежного питания привели в целом к увеличению
общей надежности электропитания потребителей.
В некоторых случаях в зависимости от местных условий на-
грузка сети надежного питания на один реакторный блок может
превысить величину мощности выпускаемых дизель-генераторов
с автоматическим пуском. В этом случае целесообразно исполь-
зовать принцип построения схемы на рис. 2-9, но включение
дизель-генераторов произвести на напряжении 6 кв (рис. 2-10).
При такой схеме в сети надежного питания II группы будет два
рабочих дизель-генератора вместо одного в схеме рис. 2-6, 2-7
и один резервный на два рабочих (на один реакторный блок),
т. е. кратность резервирования сохранится, как и в схемах на
рис. 2-6, 2-7. Чтобы не уменьшать надежность электроснабжения
секций 0,4 кв II группы, целесообразно использовать резервный
59

трансформатор 6/0,4 /се, снабдив его развилкой на стороне 6 ко
для подключения к любой секции надежного питания 6 кв.
Два подхода к построению сети надежного питания. Пост
роение питающих сетей II и I групп можно выполнить двумя
основными способами: в соответствии со схемами на рис. 2-6,6
2-7 и на рис. 2-6, а, 2-8—2-10. Рассмотрим вначале только сети
надежного питания II группы, пользуясь рис. 2-6. В обоих слу-
чаях на каждый реакторный блок предусматривается один рабо-
чий дизель-генератор и один резервный на два реакторных
блока. Схема рис. 2-6,6 характеризуется наличием перемычек,
позволяющих подключать любой из двух дизель-генераторов
к обеим секциям надежного питания 6 /се, любую из двух сек-
ций 0,4 кв II группы к рабочему трансформатору надежного
питания 6/0,4 кв и любой из двух рабочих двигатель-генерато-
ров к обеим секциям 0,4 кв I группы. Рабочий трансформатор
надежного питания используется один, но это не является недо-
статком, так как в режиме аварийного обесточивания он
резервируется с кратностью 100% (поскольку у резервного транс-
форматора 6/0,4 кв в этом режиме не должно быть других резер-
руемых им трансформаторов). Мощные двигатели 6 кв, участ-
вующие в аварийном расхолаживании, могут иметь фиксирован-
ное присоединение к секциям надежного питания 6 кв. В схеме
рис. 2-6, а, наоборот, фиксировано место присоединения дизелей
к секциям 6 кв II группы, место присоединения обоих рабочих
трансформаторов надежного питания 6/0,4 кв к секциям 6 и
0,4 кв II группы и место присоединения обоих обратимых двига-
тель-генераторов к секциям 0,4 кв I группы. В обеих схемах все
потребители надежного питания на напряжении 0,4 кв дублиру-
ются (см., например табл. П-2 и П-8), желательно также
дублирование мощных механизмов с электродвигателями 6 /се,
подключенных к секциям 6 кв II группы и участвующих в аварий-
ном расхолаживании (например, аварийного питательного на-
соса). Иногда дублирование всех участвующих в аварийном рас-
холаживании механизмов с двигателями 6 кв признают неже-
лательным из-за увеличения их числа. Тогда в схеме рис. 2-6, а
такие двигатели снабжаются перемычками для подключения их
к любой из секций 6 кв II группы, где есть напряжение. Чтобы
не делать перемычки со стороны 6 кв трансформатора 6/0,4 кв
надежного питания, его, как было уже сказано, дублируют,
устанавливая трансформаторы с подсоединением к разным сек-
циям (1Н и 2Н). В схеме рис. 2-6,6 по импульсу исчезновения
напряжения запускаются оба дизеля, рабочий и резервный, и
если они успешно запускаются, то можно подключить рабочий
дизель к обоим секциям — 1Б2 и 2Б2, после чего резервный ди-
зель остановить, либо подключить рабочий дизель на одну из
секций (1Б2), а резервный на другую (2Б2) с половинной на-
грузкой на каждый и с использованием резервного трансфор-
матора 6/0,4 кв.
60
В случае неуспешного запуска или последующего отключе-
ния одного из дизель-генераторов обе секции (1Б2 и 2Б2) будут
получать питание по перемычкам от оставшегося второго, и ни-
каких переключений потребителей делать не придется. При этом
трансформатор надежного питания 6/0,4 кв резервируется общим
резервным трансформатором от секции 6 кв II группы своего
(рис. 2-6,6) или соседнего блока (рис. 2-13). В схеме на рис.
2-6, а оба дизеля также пускаются одновременно, в случае
успешного пуска резервный дизель после принятия нагрузки
рабочим следует остановить, так как дизель-генераторы не до-
пускают длительной работы на холостом ходу. В случае неус-
пешного запуска или последующего отключения одного из них
при дублировании всех механизмов, участвующих в расхолажи-
вании, никаких переключений питающих элементов производить
не требуется, зато требуется автоматическое переключение дуб-
лированных механизмов.
Недостаток схемы на рис. 2-6,6 — наличие гальванической
связи между секциями надежного питания и, следовательно,
возможность потери обеих секций, например при к. з. на одной
секции и безуспешности попыток ее отключения; этих недостат-
ков нет в схеме на рис. 2-6, а. Учитывая, что вероятность воз-
никновения короткого замыкания на шинах надежного питания
или непроходящего короткого замыкания на одном из присоеди-
нений за время работы сети в режиме аварийного расхолажи-
вания очень мала (см. § 3-1), потерю обеих секций из-за галь-
ванической связи между ними можно признать ничтожно малой,
даже при отсутствии устройства резервирования отказов выклю-
чателя (УРОВ). Поэтому в отношении сети надежного питания
II группы обе схемы (рис. 2-6, а, 6) можно признать прием-
лемыми.
Что касается сети надежного питания I группы, то здесь сле-
дует прежде всего исключить возможность ее полного погаше-
ния. Наличие гальванической связи между секциями увеличи-
вает вероятность такого погашения и является нежелательным.
Поскольку сети надежного питания обеих групп целесообразно
строить по одному принципу, а решающих преимуществ ни одна
из схем не имеет, к выбору схемы можно подойти исходя из
нагрузки на рабочий трансформатор 6/0,4 кв надежного питания.
Если нагрузка сети надежного питания на напряжение 0,4 кв
в нормальном режиме меньше мощности одного трансформа-
тора 6/0,4 кв (630 или 1000 кв-а), как в табл. П-2, то целесооб-
разно выбрать схему рис. 2-6, б, где требуется всего один рабо-
чий трансформатор 6/0,4 кв сети надежного питания. Если же
мощности одного трансформатора 6/0,4 кв недостаточно для
электроснабжения потребителей сети надежного питания в нор-
мальном режиме, что и характерно для реакторных блоков мощ-
ностью около 1000 Мет (табл. П-8), то следует применять схему
рис. 2-6, а.
61

Доказательство допустимости применения обоих типов схем
(рис. 2-6, а, б) для электроснабжения потребителей II группы
приведено в § 3-1.
Сеть постоянного тока и особенности выбора аккумулятор-
ных батарей АЭС. Сеть постоянного тока АЭС является частью
сети надежного питания I группы (см. рис. 2-6) и от соответ-
ствующей сети на ТЭС той же мощности отличается гораздо
большими нагрузками (табл. П-4 и П-10), причем не в нормаль-
ном, а именно в аварийном режиме при обесточивании сети
собственных нужд. В аварийном режиме наиболее значитель-
ную нагрузку на аккумуляторные батареи создают обратимые
двигатель-генераторы, питающие нагрузку I группы переменного
напряжения 50 гц, аварийный маслонасос смазки ГЦН, под-
питка обмотки возбуждения генератора при использовании энер-
гии выбега, а также в некоторых технологических схемах АЭС
насосы промежуточного контура (см. рис. 1-5).
Аккумуляторные батареи АЭС отличаются от батарей ТЭС
той же мощности не только большей величиной нагрузки, но и
совершенно иным характером графика разряда с сильно выра-
женной ступенчатостью из-за большого количества разнообраз-
ных электродвигателей I группы (см. табл. П-8, пп. 1,3).
Некоторые из них работают в аварийном режиме по программе,
характеризующейся частыми включениями и отключениями, да
и сам процесс аварийного расхолаживания может продлиться
гораздо дольше (если не будет восстановлено питание от систе-
мы), чем нормальный останов турбогенераторов, продолжаю-
щийся около 30 мин. Для аккумуляторных батарей ТЭС это
время и принимается за расчетную длительность аварии.
На АЭС в связи с наличием дизель-генераторов имеется воз-
можность перевести на них питание всех нагрузок аккумуля-
торной батареи в аварийном режиме (см. рис. 2-6 и табл. П-4Г
П-10) и принять расчетное время разряда аккумуляторной ба-
тареи несколько большим времени пуска дизель-генератора,
уменьшив тем самым ее мощность. Однако до накопления опыта
эксплуатации сети надежного питания в таком режиме можно
принимать расчетное время разряда аккумуляторных батарей
такое же, как на ТЭС, т. е. 30 мин.
Из-за наличия нагрузки I группы емкости аккумуляторных
батарей на АЭС получаются выше, чем на ТЭС той же мощно-
сти. Как видно из табл. П-10, блочная аккумуляторная батарея
для канального кипящего реактора мощностью 1000 Мет имеет
тип СК-52, а для водо-водяного реактора мощностью 400—
500 Мет— СК-28 (табл. П-4). Если насосы промежуточного кон-
тура не относятся к потребителям I группы, то устанавливают
одну рабочую аккумуляторную батарею на каждый реакторный
блок и одну резервную на два блока (рис. 2-6). Если же на-
сосы промежуточного контура имеют привод с питанием от ак-
кумуляторной батареи, то на каждый реакторный блок устанав-
62
ливают две батареи — одну блочную и одну так называемую бата-
рею промежуточного контура, на которую, помимо электродви-
гателя насоса промежуточного контура, ложится и нагрузка
обратимого двигатель-генератора (табл. П-4). В целях взаим-
ного резервирования аккумуляторные батареи принимают оди-
наковыми.
Следует отметить, что на АЭС благодаря наличию дизель-генераторов
имеется возможность значительного снижения нагрузки на аккумуляторные
батареи, если удастся часть ее потребителей перевести во II группу. Это
прежде всего касается насосов промежуточного контура, аварийного масло-
насоса турбины и аварийного насоса уплотнения вала генератора. Пере-
вод аварийного насоса промежуточного контура на питание от сети на-
дежного питания станет допустимым, если эта система будет допускать пере-
рыв питания до нескольких минут, для этого требуется усовершенствовать
технологическую схему АЭС и ее оборудование (реактор, ГЦН). Перевод пи-
тания аварийных маслонасосов турбин и уплотнения вала генератора на сеть
надежного питания II группы возможен при создании гравитационных систем
смазки и при оборудовании генераторов масляными ^аккумуляторами для
поддержания давления уплотняющего масла при аварийном переходном про-
цессе и при обесточиваниях на время до 3—5 мин. Уже в настоящее время
в толчковой нагрузке на батареи при наличии масляных аккумуляторов на-
грузка от масляных насосов системы уплотнения вала генератора не учиты-
вается.
Другим важным резервом уменьшения нагрузки на аккумуляторную ба-
тарею является исключение всей или части силовой нагрузки СУЗ из числа
потребителей I группы, что существенно уменьшает нагрузку на обратимый
двигатель-генератор в аварийном режиме (ср. табл. П-10, п. 9 и табл. П-5,
п. 8). Наличие на АЭС дизель-генераторов позволяет уменьшить и нагрузку
аварийного освещения, выделив на аккумуляторную батарею лишь мини-
мальную необходимую его часть до включения в работу дизель-генераторов.
Из сказанного можно предположить, что в перспективе нагрузка на акку-
муляторные батареи АЭС в аварийном режиме может стать значительно
ниже, чем на ТЭС той же мощности, хотя в настоящее время мы имеем
обратную картину. Кроме того, возможны схемы безрезервной аккумулятор-
ной батареи (на время вывода ее из работы нагрузки могут питаться от
предварительно запущенного дизель-генератора). Такие схемы могут быть
рекомендованы только после накопления опыта эксплуатации сетей надеж-
ного питания АЭС и обеспечения питания толчковых нагрузок (например,
соленоидов выключателей) от дизель-генераторов или их перевода на пита-
ние от батарей других блоков.
Питание потребителей СУЗ. Особенности электроснабжения
потребителей СУЗ рассмотрим на примере двух схем. В первой
из них (рис. 2-11) все потребители СУЗ, включая и силовую
часть нагрузки, отнесены к I группе по надежности питания.
Во второй схеме (рис. 2-12) принято решение, позволяющее
существенно уменьшить нагрузку на обратимые двигатель-гене-
раторы, а значит, и на аккумуляторную батарею в режиме ава-
рийного обесточивания, поскольку силовая нагрузка СУЗ в этом
случае питается как обычный потребитель III группы. Рассмот-
рим схему электроснабжения на рис. 2-11. Питание всех потре-
бителей СУЗ в этом случае производится от секций 0,4 кв сети
надежного питания I группы (см. также рис. 2-6). В нормаль-
ном режиме электроснабжение производится от системы через
секции надежного питания 6/0,4 кв, а в аварийном режиме — от
63

Рис. 2-11. Принципиаль-
ная схема питания по
требителей СУЗ от сети
надежного питания I
группы
1 — электродвигатели приво-
дов СУЗ; 2 — электромагнит-
ные муфты стержней (кас-
сет); 3 — системы управле-
ния; 4 — указатели положе
ния стержней (кассет); 5 —
рабочие преобразователи на
48 в постоянного тока; 6 —
резервный преобразователь
на 48 в постоянного тока.
7— рабочий и резервный
преобразователи на 36 в по-
стоянного тока; 8 — рабочий
и резервный трансформаторы 380/110 в\ 9 — обратимые двигатели-генераторы; /0— ак-
кумуляторные батареи; 11 — прочие потребители I группы; 12 — панель питания СУЗ;
13—секция 0,4 кв надежного питания I группы,
аккумуляторных батарей через обратимые двигатель-генераторы
с возможностью перевода на питание от дизель-генераторов
после их запуска и принятия нагрузки сети надежного питания
II группы. Питание отдельных приемников СУЗ обычно произ-
водится со специального щита, на котором имеются сборные
шины всех необходимых напряжений. На шины, к которым при-
соединены потребители, допускающие перерыв электроснабже-
ния на время АВР, питание подается по двум линиям (преобра-
зователям, трансформаторам) со взаимным резервированием.
Одна из таких линий включена в работу и находится под на-
грузкой, а вторая находится в резерве и автоматически вклю-
чается при исчезновении напряжения на рабочей секции 0,4 кв
надежного питания I группы или при повреждении рабочей
линии, преобразователя, трансформатора (рис. 2-11). Приме-
рами таких потребителей являются силовые цепи, цепи управ-
ления приводов СУЗ и указатели положения стержней.
В особом положении находится питание электромагнитов,
удерживающих стержни (кассеты) A3, даже кратковременный
перерыв питания которых может привести к остановке реактора.
В этом случае применяется питание электромагнитов A3 от
двух параллельно работающих независимых источников, полу-
чающих питание от разных секций (рабочей и резервной) сети
надежного питания I группы.
Для того чтобы короткие замыкания на одной из секций сети
надежного питания I группы не приводили к обесточиванию
электромагнитов и потребителей другой секции, а также чтобы
повреждения в цепях постоянного тока питания электромагни-
тов не отражались на питании потребителей секций надежного
питания, применяются различные способы электромагнитной
развязки. В частности, на схеме рис. 2-11 такая развязка выпол-
64
Рис. 2-12. Принципиальная схема питания: а — силовой нагрузки СУЗ как
потребителя III группы; б — цепей управления и удерживающих электромаг-
нитов как потребителей I группы
1 — рабочие вводы 0,4 кв; 2 — рабочие секции 0,4 кв; 3 — резервная секция 0,4 кв; 4 —
рабочие преобразователи низкой частоты; 5 — резервный преобразователь низкой ча-
стоты; б —рабочие выпрямители; 7 — резервный выпрямитель; 8 — рабочие секции
115 в 4 гц; 9 — резервная секция 115 в, 4 гц; 10 — рабочие секции 60 в; // — резерв-
ная секция — 60 в; 12, 13 — реактивные синхронные двигатели приводов СУЗ (четные
и нечетные номера); 14 — трансформатор 400/115 в; 15 — рабочая секция 115 в; 16, 17—
вводы от рабочей и резервной аккумуляторных батарей; 18 — шины питания удерживаю-
щих электромагнитов A3; 19— шины цепей управления СУЗ; 20 — диоды
65

йена путем применения двух параллельно работающих на на-
пряжении 48 в двигатель-генераторов (5). Резервный двигатель-
генератор (6) используется в качестве ремонтного, при этом
предусматриваются блокировки, исключающие объединение сек-
ций на напряжение 48 в и 380 в. Вместо двигатель-генераторов
могут быть использованы и более надежные статические преоб-
разователи (трансформаторы с управляемыми выпрямителями),
их включают по такой же схеме.
В системах управления и защиты современных энергетических реакторов
имеется тенденция создания универсальных регулирующих органов, одновре-
менно выполняющих и функции регулирования, и компенсации изменений
реактивности, и аварийной защиты [8]. Аварийную защиту реактора также
стремятся осуществить не путем немедленной остановки цепной реакции
деления сбросом в активную зону всех стержней аварийной защиты, а путем
менее резких воздействий, выбирая вид защиты в зависимости от тяжести
аварийной ситуации [2, 3, 8]. Так, например, в водо-водяных реакторах ава-
рийная защита бывает четырех родов [8].
1. A3-I осуществляется путем сброса всех универсальных кас-
сет регулирования и защиты в активную зону. Такая защита
работает при наиболее тяжелых авариях и, в частности, при
аварийном обесточивании. 2. АЗ-И осуществляется путем упра-
вляемого введения всех кассет в активную зону с определенной
скоростью, примерно на порядок меньшей, чем при A3-I. 3. АЗ-Ш
осуществляется путем управляемого введения в активную
зону только той группы кассет, которая до действия защиты
участвовала в автоматическом регулировании мощности.
4. A3-IV осуществляется путем остановки и запрещения выве-
дения из активной зоны группы кассет, участвующих в автома-
тическом регулировании.
Все это находит отражение и в схеме питания приводных
электродвигателей СУЗ, выполняемых для реакторов с водой
под давлением, как правило, в виде реактивных синхронных
электродвигателей. В схемах электроснабжения такой системы
(рис. 2-12) используются следующие напряжения: трехфазное,
регулируемое по величине и частоте (115 в, 4 гц в номиналь-
ном режиме), для питания реактивных синхронных электродви-
гателей, с помощью которого производится регулирование ско-
рости в широких пределах и стоянка под током; однофазное
переменное напряжение (ПО в, 50 гц) для питания датчиков
положения кассет и ионизационных камер; постоянное напря-
жение (60 в) для питания реактивных синхронных двигателей
в режиме стоянки; постоянное напряжение (220 в) для питания
удерживающих электромагнитов A3 и цецей управления. Пита-
ние силовых цепей СУЗ (рис. 2-12) осуществляется по двум
рабочим линиям от специальных трансформаторов СУЗ 6/0,4 кв.
Каждая линия питает свою рабочую секцию 0,4 кв (2), а от
одной из рабочих секций питается резервная секция 0,4 кв (3).
От рабочих и резервной секций происходит электроснабжение
двух рабочих и одного резервного преобразователя низкой ча-
66
стоты (ПНЧ) и такого же числа выпрямителей (В). Каждый
преобразователь и выпрямитель имеет свои секции, причем
схема коммутации выполнена так, что осуществляется взаим-
ное резервирование питающих линий 0,4 кв, а любой из рабо-
чих ПНЧ или выпрямителей может быть заменен резервным.
Реактивные синхронные двигатели СУЗ разделены на две
половины (четную и нечетную) и подключены каждая к своим
рабочим преобразователям низкой частоты и выпрямителям.
При работе реактора в регулировании участвует только не-
сколько кассет, объединенных в одну группу; эти электродвига-
тели получают питание от преобразователей низкой частоты.
Остальные электродвигатели подключены к выпрямительным
устройствам и находятся в заторможенном состоянии. При под-
ходе группы регулирующих кассет к крайнему нижнему или
верхнему положению в работу автоматически включается оче-
редная группа кассет. При A3 второго рода все электродвига-
тели переключаются на ПНЧ и вводятся в активную зону со
скоростью, обеспечиваемой при наивысшей частоте преобразо-
вателя (4 гц). При A3 I рода питания силовых цепей не тре-
буется.
Цепи управления и питания электромагнитов питаются от
аккумуляторных батарей (рис. 2-12,6) по двум линиям (16 и
17), постоянно находящимся в работе. Цепи управления СУЗ
относятся к потребителям I группы, но допускают перерыв пита-
ния на время действия АВР; поэтому их шины (19) получают
питание от рабочей батареи. Что касается цепи питания удер-
живающих электромагнитов A3, то даже кратковременный пере-
рыв питания приведет к срабатыванию A3 I рода. Чтобы исклю-
чить потерю реактора при повреждениях в цепях питания одной
из батарей и на шинах цепей управления СУЗ, применяют
электромагнитную развязку с помощью указанных на рис.
2-12,6 диодов. Наоборот, одновременное исчезновение напряже-
ния от обоих аккумуляторных батарей приводит к обесточива-
нию удерживающих электромагнитов и срабатыванию A3 I рода.
Как видно из рис. 2-12, при такой схеме питания силовая
нагрузка СУЗ исключается из числа потребителей I группы.
2-3. Примеры построения схем собственных нужд АЭС
с реакторами различных типов.
Как было показано в предыдущих разделах, на структуру
схемы питания собственных нужд решающее влияние оказы-
вает: число турбогенераторов на блок, тип главного циркуля-
ционного насоса, необходимость использования энергии выбега
турбогенераторов, мощность, потребляемая потребителями I и
II групп при аварийном обесточивании.
На рис. 2-13 приведена схема питания с. н. блока с водо-
водяным энергетическим реактором (табл. П-1—П-5) обору-
67

дованным малоинерционными ГЦН бессальникового типа, не-
устойчивым при затягивании отключения близких коротких за-
мыканий в энергосистеме. Реактор требует сохранения на вы-
беге при аварийном расхолаживании не менее 2/3 (4 из 6) об-
щего числа ГЦН. В соответствии с этим применена схема вклю-
чения ГЦН, рассмотренная ранее на рис. 2-2, в, обеспечивающая
наиболее благоприятные условия для реактора. В схеме исполь-
зуется энергия выбега турбогенераторов. Пускорезервный транс-
форматор может быть включен в любую точку схемы, в том
'числе и на шины высокого напряжения АЭС.
Схема сети надежного питания выполнена в соответствии
с принципами, изложенными при рассмотрении рис. 2-6,6.
Резервный трансформатор 6/0,4 /се, резервирующий также и
трансформатор сети надежного питания, при пуске первого
блока включен на секцию 2Б2 (надежного питания), поскольку
от нее не питаются другие рабочие трансформаторы 6/0,4 кв.
На рис. 2-14 приведена более прогрессивная схема питания
механизмов собственных нужд на примере схемы для каналь-
ного кипящего реактора (табл. П-6—П-10) мощностью 1000 Мет
с двумя турбогенераторами на блок и ГЦН с большими махо-
выми массами. В этом случае для присоединения ГЦН исполь-
зуется схема, аналогичная изображенной на рис. 2-2, а, а надоб-
ность в использовании вспомогательных генераторов собствен-
ных нужд и энергии выбега турбогенераторов отпадает благо-
даря большим маховым массам ГЦН и усовершенствованию
•технологической схемы, допускающей переход на естественную
циркуляцию уже через несколько секунд после срабатывания
аварийной защиты I рода. Сеть надежного питания выполнена
по принципу, изложенному при рассмотрении рис. 2-6, а, т. е.
без гальванической связи между секциями надежного питания.
В первом блоке резервный трансформатор 6/0,4 кв присоеди-
няется к резервной магистрали 6 кв с последующим переключе-
нием к одной из секций 6 кв второго блока. Схема рис. 2-14
относится к случаю двух турбогенераторов на блок, при моно-
блоке она выглядит аналогично, за исключением того, что второй
рабочий трансформатор с. н. присоединяется не в виде ответ-
вления ко второму турбогенератору, а к распределительному
устройству высокого напряжения АЭС или одной из подстанции
системы.
На рис. 2-15 приведена схема питания собственных нужд
быстрого реактора с жидкометаллическим теплоносителем мощ-
ностью 600 Мет (см. табл. О-11). Хотя в первом и втором кон-
турах применены центробежные натриевые насосы с большими
маховыми массами, в схеме предусмотрено использование энер-
гии выбега турбогенераторов для повышения надежности тепло-
съема при аварийном расхолаживании. Характерным для схемы
является наличие генераторных выключателей, несмотря на то,
что блоки не объединены электрически со стороны высокого
69

напряжения трансформаторов. Это связано с необходимостью
использования рабочих трансформаторов с. н. в качестве пуско-
вых из-за большой доли нагрузки электрообогрева жидкометал-
лических контуров. При отсутствии таких выключателей мощ-
ность пускорезервного трансформатора примерно втрое превы-
сила бы мощность рабочего трансформатора и, кроме того,
возникли бы трудности при выборе аппаратуры в сети в связи
с большой мощностью короткого замыкания в РУСН-6 кв при
питании от пускорезервного трансформатора.
Для сети надежного питания характерно то, что если дизель-
генераторы включены по принципу схемы рис. 6-2, б, т. е. с галь-
ванической связью между секциями с. н. 6 кв при аварийном
расхолаживании, то в дальнейшем в сети 0,4 кв I и II групп
и в сети постоянного тока применяется принцип схемы рис.
2-6, а и трансформаторы надежного питания 6/0,4 кв также
дублируются. Схема на рис. 2-5 отличается от схем на рис. 2-13,
2-14 наличием большого количества трансформаторов собствен-
ных нужд 6/0,23 кв для электрообогрева жидкометаллических
контуров.
Как и на ТЭС, на АЭС при использовании турбогенераторов
мощностью 200 Мет и выше в целях уменьшения мощности ко-
роткого замыкания в цепи с. н. 6 кв и повышения надежности
электроснабжения применяются трансформаторы с расщеплен-
ными обмотками, но в отличие от схем ТЭС, где на каждый
блок обычно применяют две секции 6 /се, на АЭС на каждый
турбогенератор число секций 6 кв возрастает по крайней мере
до трех при отсутствии турбогенераторов собственных нужд
(рис. 2-14, 2-15) или до четырех при их наличии (рис. 2-13). Как
видно из приведенных схем, дополнительные секции использу-
ются для подключения вспомогательного генератора собствен-
ных нужд и дизель-генераторов (или газотурбинных установок),
являющихся источниками надежного питания потребителей
II группы.
В нормальном режиме секции генератора собственных нужд
и секция, подключенная к одной из расщепленных обмоток
трансформатора, работают раздельно, но могут быть объеди-
нены с помощью секционного выключателя при повреждении
одного из источников (рис. 2-13). Наоборот, секции, к которым
подсоединена вторая расщепленная обмотка и дизель-генератор,
в нормальном режиме работают при замкнутом секционном
выключателе, но разделяются при возникновении режима ава-
рийного расхолаживания (рис. 2-13, 2-14, 2-15).
Как и на ТЭС, нагрузка на секции собственных нужд 6 кв
состоит из электродвигателей мощностью более 200 кет и транс-
форматоров 6/0,4 кв (табл. П-1, П-6, П-11).
72
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
МЕХАНИЗМОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД АЭС
В НОРМАЛЬНЫХ И АВАРИЙНЫХ РЕЖИМАХ
3-1. Расчет надежности электроснабжения потребителей
I и II групп в режиме аварийного обесточивания
В § 2-1 приведены требования к надежности электроснаб-
жения механизмов собственных нужд, а в § 2-2 — схемы и
источники надежного питания, которые должны обеспечить эту
надежность, в том числе и в наиболее тяжелом расчетом режиме
аварийного обесточивания. Воспользовавшись методами теории
надежности [27, 28], определим вероятность бесперебойного
электроснабжения потребителей I и II групп в режиме аварий-
ного расхолаживания, т. е. при полной потере основных источ-
ников собственных нужд. При этом основные схемы сетей на-
дежного питания (рис. 2-6, а, б) представим в виде, удобном для
производства расчетов по определению количественных показа-
телей надежности (рис. 3-1).
В схемах электроснабжения с. н. чаще всего используется
ненагруженный (явный) резерв. Ненагруженный резерв обычно
требует наличия контрольных приборов, обнаруживающих отказ
рабочих элементов и переключающих устройств, включающих
резервный элемент в работу. При экспоненциальном законе
распределения времени безотказной работы входящих в систему
элементов интенсивность отказов всей системы в целом при на-
личии резервирования уже не является постоянной, а зависит
от времени. Вероятность безотказной работы системы за время t
при ненагруженном резерве при наличии одного работающего
элемента с некоторой интенсивностью отказов X и резервного
с той же интенсивностью отказов с учетом надежности работы
переключающего устройства и автоматики составит:
Рнн (t) = ехр (-Щ + ехр (-Хперп) ехр (-W) (W), (3-1)
73

aj
И секции
Игр. 0,4 к в
мпт
мпт
И секции
Игр. О А не
МПТ\
4нв^1 У У2 220 ^3 У 6/4 0,4нв"/5 7 6°/ 220 °f 7 ^ fa
б)
И резервным магистралям 6не
вне
/Ф Ф
0<5
ДГ
бив
Но2-м\
блоку
РДГ
*)
h
4 ив
п
^резервным магистралям бив
бив
7
во
4кв
бив
/J\ ДГ
к*)
D0
z ь
О А ив
ь
^ Но 2-му
блоку
4нв
Рис. 3-1. Расчетные схемы надежности электроснабжения потребителей в ре-
жиме аварийного обесточивания: а — потребителей I группы; б, в — // группы
где Япер — интенсивность отказов операции переключения,
1/цикл;
< п — число включений и отключений при резервировании
(п = 1 при одном выключателе).
Предположение о том, что интенсивность отказов резервной
цепи Х2 равна интенсивности отказов рабочей цепи Xi не всегда
74
выполняется и тогда
P„H(0 = exp(-V) + exp(-Xnepn)-b—X
Ах — А2
X [ехр (—V)—ехр (-V)]. (3-2)
При двух неодинаковых элементах, отказы которых подчи-
няются экспоненциальному закону, причем рабочий элемент
имеет интенсивность отказов Хи а ненагруженный резервный
отказывает с интенсивностью Хг после включения его в работу
и с интенсивностью Хз(Х3 ^ Xz), когда он не включен в работу,
получим вероятность безотказной работы системы:
Р,в(0 = ехр(-Х10 + ехр(-Хперп) ?* X
Л1 "Г А3 — А2
X {ехр(—V)—ехр[ —(Хх + Я,,)^). (3-3)
Формула (3-3) используется, если (ki + Хз) > Х%.
Если (Я,1 + Я,з)<Я2, то
P,H(0 = exp(-V) + exp(-Xnepn)- ^-— X
А2 — А1 — Аз
X {expi—(Х^^А —ехр(—V)}- (3-4)
Воспользовавшись приведенными формулами, определим
вероятность бесперебойного электроснабжения потребителей
0,4 кв I группы в режиме аварийного расхолаживания. Как
видно из рис. 3-1, а, до наступления режима аварийного обесто-
чивания секции 0,4 кв I группы получают питание через авто-
маты 1 и 5 от соответствующих секций 0,4 кв сети надежного
питания II группы (см. также рис. 2-6). Оба рабочих обратимых
двигатель-генератора осуществляют подзаряд рабочей и резерв-
ной аккумуляторных батарей, и автоматы 2, 3, 4\ 6; 7, 8 вклю-
чены. Резервный двигатель-генератор не работает ни в нормаль-
ном, ни в аварийном режиме, но схема его коммутации позволяет
заменить любой из рабочих двигатель-генераторов. В ре-
жиме аварийного обесточивания должны быть автоматически
отключены автоматы 1 и 5, и обратимые двигатель-генераторы,
меняя режим работы, осуществляют электроснабжение секций
0,4 кв I группы за счет энергии аккумуляторных батарей.
Как было показано на рис. 2-11, у потребителей 0,4 кв I груп-
пы имеются две линии питания (рабочая и резервная) от обеих
секций 0,4 кв. В» режиме аварийного расхолаживания, как и
в нормальном режиме, питание каждого потребителя осущест-
вляется по одной рабочей линии от рабочей секции 0,4 кв I груп-
пы. Учитывая, что при исчезновении напряжения на рабочей
секции 0,4 кв I группы в режиме аварийного расхолаживания
по любой причине (отказ батареи аккумуляторов, двигатель-
генератора, короткое замыкание на секциях постоянного
тока или на секциях 0,4 кв I группы) никаких переключений
75

в резервной аккумуляторной батареи и двигатель-генераторе
производить не требуется, а следует отключить рабочую и
включить резервную линию к каждому потребителю; такой вид
резервирования с точки зрения источников питания I группы
можно считать ненагруженным, и расчетным выражением для
вероятности безотказной работы будет формула (3-2). При этом
под Х{ следует понимать интенсивность отказов рабочего источ-
ника питания секции 0,4 кв I группы, включая батарею и дви-
гатель-генератор, а под %2 — то же для резервного источника.
Поскольку до отказа рабочего источника нагрузка резервного
была близка к нагрузке холостого хода обратимого двигатель-
генератора, то ta<ii. Операции отключения автомата 1 (или 5)
и последующей работы батареи, двигатель-генератора и их
секций в режиме аварийного расхолаживания следуют последо-
вательно одна за другой, и без завершения предыдущей опе-
рации невозможно проведение последующей, поэтому все они
оказываются соединенными последовательно в смысле надеж-
ности. Поскольку вероятность безотказной работы во время
каждой операции мы считаем распределенной по экспонен-
циальному закону, то вероятность безотказной работы во всей
операции по получению энергии от источника 0,4 кв I группы
составит:
^(0посл = ехр/-*2 0=exp(-V)- (3-5)
Интенсивности отказов отдельных последовательных операции
можно, таким образом, складывать между собой, т. е. Я,1 = Я,0ТклХ
X (Ооткл + Абат + ЯоДГ Н~ 2Яшин> Яг — ЯотклСОоткл ~Ь Я бат 4~ ЯоДГ "4"
+ 2А,шин, Я0дг = Ямпт + Ясм, где Я0Ткл— интенсивность отказов
операции отключения автоматов 1 или 5 (рис. 3-1, а) с учетом
действия автоматики, опер-1; со0ткл — интенсивность (частота) со-
ответствующей операции, опер/ч; Ябат, Яодг, Ямпт, Ясм,
Яшин — интенсивности отказов аккумуляторной батареи, обрати-
мого двигатель-генератора в целом и составляющих его машины
постоянного тока и синхронной, а также интенсивность повреж-
дения шин постоянного тока и шин 0,4 кв I группы с учетом
неотключаемых коротких замыканий на их присоединениях
(причем знак штрих относится к интенсивности отказов в недо-
груженном режиме), ч~х.
Примем с запасом расчетную длительность аварийного обес-
точивания t = 10 ч. На основании данных [27, 28] ориентиро-
вочные значения интенсивностей отказов можно принять в пре-
делах Яоткл = 5-10-4 опер-1; Ябат = 2-Ю"5**-1; Яшин = 5 • Ю-8*/-1;
Ямпт =0,9-10-5^-1; Ясм = 0,6-10-^-1; Яодг = 1,5 • 10г5ч~*. Учи-
тывая, что на два обратимых двигатель-генератора имеется не-
работающий резервный, можно путем расчета по нижеприводи-
мым формулам (3-18, 3-19) показать, что Я одг = Ю-7*/-1.
В соответствии с формулой (3-5) находим вероятность бее-
76
перебойного электроснабжения потребителей 0,4 кв I группы во
время аварийного расхолаживания при наличии только одного
рабочего источника: Р(10) =ехр[—5- 10~4+ (2 • 10~5 + 2 • 5- 10~8 +
+ 10-7)10] = ехр (—0,0007) = 0,9993.
Полученный результат можно трактовать так: из 10 000 ре-
жимов аварийного расхолаживания в семи будет потеряно пита-
ние потребителей I группы, что нельзя считать приемлемым.
Из полученного результата также видно, что большое влияние
на надежность питания оказывает успешность операции отде-
ления секции 0,4 кв I группы от соответствующей секции II груп-
пы с помощью автомата 1 или 5 (значение Я0Ткл желательно
иметь меньшим). Что же касается учета повреждаемости шин
и двигатель-генераторов во время аварийного обесточивания, то
это величины второго порядка малости по сравнению с повреж-
даемостью батареи и в особенности по сравнению с вероят-
ностью неотключения секции 0,4 кв I группы от соответствую-
щей секции II группы.
Посмотрим, как повлияет наличие резервного источника,
0,4 кв I группы на надежность электроснабжения. В формуле
(3-2) положим Ы = 0,0006, считая, что интенсивность отказов
слабозагруженной резервной батареи снижается примерно в два
раза по сравнению со случаем ее номинальной нагрузки. В ре-
зультате получим: Аш(Ю)=ехр(—0,0007) + ехр(—0,00005 -2) X
Х7{ехр(—0,0006) —ехр (0,0007)] = 0,99999997.
Это уже очень высокая надежность электроснабжения, учи-
тывая в особенности, что расчетная длительность разряда бата-
реи составляет всего 0,5 ч, а не 10 ч, что было принято, чтобы
избежать дробей, бесконечно близких к единице.
Из приведенных количественных показателей надеж-
ности электроснабжения потребителей I группы в ре-
жиме аварийного обесточивания видно, что принятые
кратности резервирования источников питания и схемы
сетей надежного питания I группы вполне обеспечивают
выполнение тех высоких требований, которые диктуются
спецификой работы АЭС.
Рассмотрим также надежность электроснабжения потребите-
лей II группы, получающих при аварийном обесточивании пита-
ние от дизель-генераторов по двум схемам — без гальваниче-
ской связи между секциями надежного питания II группы
(рис. 3-1,6) и при наличии гальванической связи (рис. 3-1, в).
Как указывалось в гл. 2, на каждый реакторный блок имеется
по одному рабочему дизелю и один резервный на каждые два
блока, причем резервный дизель-генератор можно подключать
к любой из четырех секций сети надежного питания. Будем
исходить из предположения, что при наступлении режима ава-
рийного обесточивания одновременно на двух реакторных бло-
ках из двух рабочих дизель-генераторов может не запуститься
один, с возможностью отказа при пуске сразу двух рабочих
77

дизелей на обоих реакторных блоках считаться не будем.
Учитывая это, схему сети надежного питания II группы в пре-
делах двух реакторных блоков можно упростить так, как пока-
зано на рис. 3-1,6, в, рассматривая только рабочий дизель-
генератор (ДГ), резервный (РДГ) и две секции надежного пи-
тания II группы, что эквивалентно полной схеме сети надеж-
ного питания II группы в смысле надежности.
Операцией, предшествующей пуску дизель-генераторов, дол-
жно быть отключение нормально замкнутых секционных выклю-
чателей 5 и 7 (рис. 3-1,6,в), через которые секции надежного
питания 6 кв связаны с рабочими трансформаторами собствен-
ных нужд, и отключение нормально разомкнутых выключателей
6 и 8, с помощью которых до пуска делается попытка получить
питание от резервного трансформатора собственных нужд, свя-
занного с сетью системы.
В схеме на рис. 3-1,6 процесс восстановления питания сек-
ций надежного питания 6 кв после аварийного обесточивания
происходит следующим образом:
1) отключаются выключатели 5; 6\ 7, 8;
2) пускаются рабочий и резервный дизель-генератор;
3) в случае успешного пуска обоих дизелей включается вы-
ключатель 1 и рабочий дизель-генератор нагружается до своей
номинальной нагрузки, а резервный останавливается;
4) при отказе во время аварийного расхолаживания рабо-
чего дизель-генератора, трансформатора 6/0,4 кв надежного
питания, при коротком замыкании на рабочих шинах 6 кв на-
дежного питания или при повреждении любого выключателя
6 кв на присоединении производится пуск резервного дизель-
генератора, включение выключателя 4, переключение с рабочей
секции 6 кв на резервную всех недублированных механизмов 6 кв.
В схеме на рис. 3-1, в аналогичный процесс восстановления
питания после обесточивания проходит так:
1) отключаются выключатели 5, 7, 6, 8\
2) пускаются рабочий и резервный дизель-генераторы;
3) в случае успешного пуска обоих дизелей включаются вы-
ключатели У, 3 и рабочий дизель-генератор нагружается до своей
номинальной нагрузки, а резервный останавливается;
4) при отказе во время аварийного расхолаживания рабо-
чего дизель-генератора производится пуск резервного дизель-
генератора, отключение выключателей У, 3\ включение выклю-
чателей 2, 4.
По сравнению со схемой на рис. 3-1,6 повреждение транс-
форматора 6/0,4 кв резервного питания и непроходящие корот-
кие замыкания на секции 6 кв надежного питания или в цепи
их присоединений требуют не отключения рабочего и включе-
ния резервного дизель-генератора, а лишь введения резервного
трансформатора или отключения одного из выключателей ди-
зель-генератора.
78
Как и в случае сети надежного питания I группы, операции
отключения выключателей, пуска дизеля, его включения в сеть
и последующей работы следуют последовательно друг за дру-
гом, и без завершения предыдущей операции невозможно про-
ведение последующей. Поэтому для определения результирую-
щей интенсивности отказов рабочего и резервного источника на-
дежного питания II группы интенсивности отказов отдельных
последовательных операций можно складывать между собой,
т. е. для схемы на рис. 3-1,6 имеем: Xi = ХОткл03откл + А,Пуск(0пуск +
+ ХвклО)вкл+ Ядг + Я,т + ^шин = 5Яюткл+ Хпуск + Я/ДГ .+ ^т + Яшин»
^2 = ^пускСОпуск + ^ДГ > ^3 = ХрДГ » ■ Лпер= ^вкл + (^вкл + А,откл/Я>
где Jii, Л,2, ^з — интенсивности отказов рабочего источника надеж-
ного питания II группы, резервного источника после включения
его в работу и до включения в соответствии с формулой (3-3),
т-1; Хоткл, Хвкл ■— интенсивности отказов операций отключения
и включения выключателей 6 кв 1—8 (рис. 3-1,6) с учетом дей-
ствия автоматики, причем Х0Ткл ~ ЯВкл, опер-1', со0ткл, озВкл,
сопуск — интенсивности (частоты) операций отключения и вклю-
чения выключателей и пуска дизель-генераторов, опер/ч; Хдг >
Хрдг , Ят, Яшин — интенсивности отказов дизель-генератора в но-
минальном режиме и неработающего, трансформатора 6/0,4 кв
надежного питания и шин 6 кв с учетом отказов на присоеди-
нениях, ч~1; Хпуск — интенсивность отказов пусковой операции
дизеля, опер-1-, п — число недублированных электродвигателей
6 /се, участвующих в аварийном расхолаживании.
Для схемы на рис. 3-1, в аналогично имеем: м = 6Х0ткл +
+ ^пуск + ^ДГ> ^2 = ^пускСОпуск + А,дг , ^3 = ^РДГ» Хпер = 2А,0ткд +
+ ^Авкл — 4аВкл-
Как и в схеме на рис. 3-1,6, в режиме аварийного расхола-
живания имеем дело со случаем ненагруженного резерва и рас-
четной является формула (3-3).
Определим количественные показатели надежности электро-
снабжения потребителей II группы в режиме аварийного рас-
холаживания по обеим схемам, принимая расчетную длитель-
ность аварии t = 10 ч. Воспользуемся следующими данными по
интенсивности отказов оборудования [27, 28]: Аюткл = ^вкл = 0,001
опер-1; Х£г =6 год-^6,8-10-^-1; ХРДГ =ОДЬдг =0,68Х
Х10-Ч"1; А,пуск = 0,01 опер-1; Хт = 0,02 год-1 = 2,3 • Ю-6**-1; ЯШИн =
= 5-10-8^-1. "
В соответствии с этим М = 5- 0,001 +0,01 + (6,8- 10~4 + 2,ЗХ
Х10"6+Ю-8)-10 = 0,0218, М = 0,01+6,8- 10"4- 10 = 0,0168; lBt =
= 0,68- 10-4- 10 = 0,00068; taep = Wi = 0,001 (если л = 0); А,пер =
= .5А,Вкл = 0,005 (если п = 2).
Если бы резервного дизель-генератора не было, то в соот-
ветствии с (3-5) вероятность бесперебойного электроснабжения
за время аварийного расхолаживания равнялась бы Р(10) =
= exp (—lit) = ехр (—0,0218)= 0,9784.
79

Такая надежность электроснабжения для потребителей
II группы явно недостаточна, так как из ста случаев аварий-
ного расхолаживания не менее чем в двух мы имели бы полное
обесточивание всей сети надежного питания II группы, что нельзя
признать допустимым.
Посмотрим, какой эффект дает применение резервного дизель-генератора.
В соответствии с (3-3) при п = 0 получим
91R
Рни (0 = ехр ( - 0,0218) + ехр (- 0,001) — [ехр ( - 0,0168) -
218 + 6,8—168
— ехр ( — 0,0225)] = 0,999986
Это уже очень высокая надежность электроснабжения, вполне достаточ-
ная для потребителей II группы АЭС, в особенности с учетом возможности
восстановления электроснабжения от системы и сокращения расчетной дли-
тельности аварийного обесточивания.
При наличии двух недублированных механизмов с. н. 6 кв, участвующих
в аварийном расхолаживании (л = 2), получим Рнн(0 =0,999886, что также
можно признать приемлемым. Из сравнения этих двух значений надежности
электроснабжения ясно видна важность дублирования максимально воз-
можного числа механизмов с. н., участвующих в аварийном расхолаживании.
Если обратиться к схеме на рис. 3-1,0, то в соответствии с предыдущим
имеем: М=0,0228; Ы = 0,0168; Ы=0,00068; Хпер = 0,004 и согласно (3-3)
^нн(10) =0,999913, т. е. полученное значение лежит между аналогичными зна-
чениями для схемы на рис. 3-1,6.
Таким образом, с точки зрения надежности электроснабжения в режиме
аварийного расхолаживания оба варианта схем (рис. 3-1,6, в) практически
равноценны.
Из приведенных численных примеров видно, что за время
аварийного расхолаживания решающее влияние на надежность
электроснабжения оказывает повреждаемость дизель-генератора,
надежность его пуска и надежность коммутационных операций
и автоматики. Повреждаемость же шин надежного питания и
их присоединений настолько мала [Q (t) = l — ехр (—ЯшинО =
= 1 — ехр(—5-10~8-10)=5-10~7], что ею можно пренебречь
по сравнению с вероятностью потери питания из-за отказа ди-
зеля: Q(10) = 1 — ехр(—А,£г*)=6,8-10-3. Следует подчеркнуть,
что это справедливо только для кратковременного режима (/ —
мало), а при нормальной эксплуатации АЭС с вероятностью
потери питания секций надежного питания 6 и 0,4 кв II группы
следует считаться (/ — велико), и в этом отношении выделение
двух самостоятельных секций 0,4 кв с питанием от разных транс-
форматоров (рис. 2-6, а и 3-1,6) или двух полусекций (рис.
2-6, б и 3-1, в) вполне оправдано и необходимо.
Учитывая сказанное, и в режиме аварийного расхолажива-
ния можно не опасаться потери обоих источников надежного
питания II группы из-за гальванической связи между секциями
(рис. 3-1, в) и к выбору схемы сети надежного питания подхо-
дить с позиций, описанных в § 2-2.
Из сравнения численных показателей надежности видно, что
вероятность полной потери питания в сети I группы на несколько
80
Порядков величин ниже, чем в сети II группы, что хорошо со-
гласуется с требованиями § 2-1.
Если, однако, принятая надежность электроснабжения потребителей
II группы представится недостаточной для конкретной схемы АЭС, то ее
можно существенно повысить, применив схему (рис. 2-9 или 2-10) с тремя
дизель-генераторами на блок; двумя рабочими и одним резервным. Если,
кроме того, логическое устройство обеспечит при аварийном расхолаживании
включение минимального необходимого для сохранности оборудования числа
механизмов с. н. даже при запуске всего одного дизель-генератора из трех,
то вероятность бесперебойного электроснабжения потребителей II группы
будет близка к I группе.
3-2. Определение вероятности бесперебойного электроснабжения
потребителей собственных нужд в нормальном режиме
Определение вероятности бесперебойного электроснабжения
потребителей с. н. 6 кв представляет собой сложную задачу.
Действительно, при принятой кратности резервирования рабо-
чих трансформаторов с. н. и принятых схемах включения резерв-
ных трансформаторов вероятность полного обесточивания секций
6 кв (т. е. возникновения режима аварийного расхолажива-
ния) практически равна вероятности такой тяжелой системной
аварии с полным ее погашением. Расчет вероятности такой
аварии требует знания структуры системы, в которой располо-
жена АЭС, схемы связи АЭС с системой, схемы включения ре-
зервных трансформаторов; он может быть произведен либо
методом статистических испытаний (метод Монте-Карло) [27],
либо аналитически [28]. Расчеты, проведенные для некоторых
гипотетических схем, дали значения интенсивности исчезнове-
ния напряжения на шинах собственных нужд АЭС в пределах
^исч = 0,01 + 0,001 год~1, причем большие значения относятся
к случаю, когда резервный трансформатор с. и. получает пита-
ние от точки, электрически близкой к шинам высокого напря-
жения АЭС. Значение ХИСч = 0,01 можно трактовать так: если
имеется 100 АЭС, то на одной из них в течение года наступит
аварийное обесточивание.
Если обратиться к аварийной статистике блочных ТЭС [29],
то на них интенсивность полного исчезновения напряжения
в сети собственных нужд выше и составляет ЯИСч = 0,05-f-0,1
год~1. Такое расхождение можно объяснить повышенной ава-
рийностью энергоблоков в период их освоения (из-за аварий
как в электрической, так и в технологической части станции),
а также невозможностью учесть при расчете все многообразие
факторов, которые могут привести к аварийному обесточива-
нию. Приведенные цифры свидетельствуют о том, что режим
аварийного обесточивания вполне реален, и сети и источники
надежного питания для АЭС совершенно необходимы.
Если вероятность бесперебойного электроснабжения потре-
бителей с. и. 6 кв рассчитать сравнительно трудно из-за необ-
81

ходимости учета системы, то расчет вероятности бесперебойного
электроснабжения потребителей с. н. 0,4 кв произвести гораздо
проще, и достоверность получаемых значений будет несравненно
выше из-за сравнительно простой структуры питающей сети
6/0,4 кв. Важность рассмотрения этого вопроса объясняется
также тем, что надежность электроснабжения потребителей с. н.
0,4 кв (в том числе и потребителей II группы) в нормальном
режиме не должна быть существенно ниже надежности пита-
ния потребителей с. н. 6 /се, а кратность резервирования транс-
форматоров 6/0,4 кв должна быть количественно обоснована.
В энергетике мы часто встречаемся со случаем так называе-
мого дробного ненагруженного резервирования, когда имеется
N основных и т резервных элементов. Если рабочие и резерв-
ные элементы одинаковы и имеют интенсивность отказов К
в рабочем состоянии, то вероятность безотказной работы при
этом равна [ср. с (3-1)]:
Рнв(0 = ехР(-М0
1+ЛШ-
(лао2 , (ла/)3
2!
3!
(Nkt)n
(3-6)
Если учесть надежность переключающих устройств и авто-
матики (РПер), то формула (3-6) будет выглядеть так:
P„„(0 = exp(-^W)[l + JVWPnep-
(ЛШ)2
2!
пер
3!
(ЛШ)т р.
Рпер ~Г
пер
(3-7)
В отличие от некоторых отраслей техники, где допускается
высокая кратность резервирования (N резервных элементов на
1 рабочий), в электроэнергетике из экономических соображений
значение резервирования обычно делают дробным (т резерв-
ных на N рабочих, причем т < N), а высокая вероятность без-
отказной работы требуется на весь период между профилакти-
ческими осмотрами и ремонтами, измеряемый тысячами часов.
В этих условиях для получения высокой надежности (Р(/)~
~ 0,99) за рассматриваемый период одного резервирования (без
восстановления) недостаточно.
Покажем, как определить вероятность безотказной работы
резервированной системы с восстановлением при среднем вре-
мени восстановления Тв в предположении, что поток восстанов-
лений, так же как и поток отказов резервируемых элементов,
является простейшим, т. е. стационарным пуассоновским.
При этом интенсивность восстановления будет равна v =
= 1/Гв, ч-К
82
Рассмотрим случай, когда в начальный момент (t = 0) все
элементы, включая и резервные, исправны. Тогда вероятность
безотказной работы системы, состоящей из N рабочих элемен-
тов и m резервных с интенсивностью отказов К и интенсивность
восстановления v согласно [29] можно определить из выра-
жения:
P«At)-
+
. 1 m
= r+1 п/i,
i=0
?0 (Zi -
zi(zo-zi)(zi-zi) ■
!
Zm(Z0-
exp ( z0t) .
~ Zo) (Z2 Zo) ' • • (Zm Z0)
exp(-zit)
. (zi^l~zi)(zi+l-z.) . . .{zm-z.)
exp( — zmt)
-Zm)(Zl-Zm) ' ' • (*m-l-*m)_
>
+
(3-8)
где tii — число элементов в работе в момент времени, когда из
N рабочих и m резервных отказало /, rii = N+(m — /)§; £ —
коэффициент, зависящий от вида резервирования; g = 1 при
нагруженном резерве, £ = 0 при ненагруженном резерве,
0 < | < 1 при так называемом недогруженном резервировании,
когда резервные элементы включены в работу, но находятся
в более легких условиях, чем основные рабочие); z0, zu z2, ...,
zu • • ., zm— корни уравнения A(z)/z = zm+i + AiZm + . . . +
-\-Amz + Am+[ = 0, они получаются после раскрытия опреде-
лителя
А (2) =
г+По%
—п0%
0
0
0
0
—V
z + tiiK+v
0
0
0
0
—2v
0
0
0
0
0
0
0
0
0 0
0 0
0 0
z+n m_iA, + (m—l) v —mv
—nm_\% z + /imX + mv
0 -nm% '
0
0
0
0
0
z
(3-9)
При написании определителя нужно для каждого конкрет-
ного случая строго руководствоваться правилом: сначала пи-
шутся две нижние строки снизу вверх, а затем оставшиеся,
начиная с первой, сверху вниз. Число строк и столбцов в опре-
делителе равно т + 2.
При расчете надежности резервированных восстанавливае-
мых систем наибольшую трудность представляет решение алге-
браического уравнения (3-9). Высокая точность, требуемая при
нахождении корней, приводит к тому, что решение уравнений
4-го порядка и выше (m ^ 3) практически неосуществимо без
применения малых ЦВМ (например, типа «Проминь»). Так как
в схемах собственных нужд станций число резервных трансфор-
маторов обычно составляет не более 1—2 (т=\—2), при
83

расчетах приходится иметь дело с квадратными или кубиче-
скими уравнениями, которые легко могут быть разрешены
в радикалах.
Воспользовавшись выражениями (3-6, 3-9), определим на-
дежность электроснабжения потребителей с. н. 0,4 кв в зависи-
мости от кратности резервирования трансформаторов 6/0,4 кв.
Условимся считать отказом в сети питания си. 0,4 кв ситуа-
цию, при которой откажут два рабочих трансформатора с. н.
6/0,4 кв либо один рабочий и один резервный.
Вероятность бесперебойного электроснабжения потребителей
с. н. 0,4 кв равна произведению вероятности бесперебойного
электроснабжения секций с. н. 6 кв на вероятность бесперебой-
ной работы трансформаторов 6/0,4 кв с учетом их резервиро-
вания и восстановления, которая согласно (3-8) определяется
по формуле: Р0,4(0 =P*{t)Pm(t)r PQ(t) = ехр(—ЯИСч0 (причем,
как было показано, Хисч = 0,001 -ь 0,1). Определим вероятность
бесперебойной работы трансформаторов с. н. 6/0,4 кв согласно
(3-8), принимая для иллюстрации пользования методикой число
рабочих трансформаторов N = 6, число резервных т = 1, ин-
тенсивность отказов трансформатора ^т = 0,02 год-1, а среднее
время восстановления поврежденного трансформатора Тв = 30
суток, т. е. интенсивность восстановления v = 365/30 = 12,2 год-1.
Исчезновение напряжения на секциях с. н. 0,4 кв возможно
не только в результате повреждения рабочего трансформатора
6/0,4 кв, но и в результате погашения соответствующей секции
с. н. 6 кв из-за непроходящего короткого замыкания на ней или
в цепи ее присоединений, что определяется числом выключате-
лей 6 кв. Для коммутационной аппаратуры число рабочих цик-
лов при интенсивных коммутациях служит более подходящей
мерой работоспособности, чем число часов работы [29]: ЯВыкл =
=Л,, + Я,//сок + Л|///о)к з., к' — составляющая интенсивности отказов,
«г-1, не зависящая от интенсивности коммутации сок; М' — интен-
сивность отказов на один рабочий цикл включения или отклю-
чения, опер~1\ %'" — интенсивность отказов на один цикл отклю-
чения короткого замыкания, опер-1; сок, сок. 3. — интенсивности
коммутаций рабочих токов и токов короткого замыкания, опер/ч
или опер/год.
Для выключателей типа ВМП-10 Я/= 0,0004 год-1; Я," =
= 0,001 опер-1; %'" = 0,1 опер-1.
В этом случае суммарная интенсивность отказов эквивалент-
ного источника питания секции с. н. 0,4 кв будет равна
I = %Т + Хшш1+ (А/ + А,"сок)а, где а —среднее число выключате-
лей на одну секцию, с. н. 6 кв (в соответствии с рис. 2-13, 2-14
и табл. П-1 и П-5 примем а= 10).
Интенсивность коммутаций сок оценим, считая, что АЭС рабо-
тает в базисной части графика и останавливается 1 раз в 9 ме-
сяцев на перегрузку горючего ((оПер=1,33 год-1) и 2 раза в год
для профилактического ремонта ((орем = 2 год'1). Поскольку
84
каждый останов и последующий пуск требует отключения и
включения всех выключателей с. н. 6 кв, то о)к = 2(а)пер + о)Рем) =
= 6,66 год-1 и X = 0,02 + 0,0005+(0,0004+0,0001 -6,66) -10 = 0,09
год-1.
Если бы резервного трансформатора не было (ш = 0), то при N. рабочих
трансформаторов » соответствии с (3-6) вероятность безотказной работы си-
стемы электроснабжения секций 0,4 кв составила бы Р(/)=ехр (—NXt),
а при наличии одного резервного трансформатора \т=\) Янн(/) =
= ехр(—NM)(\+NM).
В частности, при N = 6 и /=1 год P(t) =ехр(—6-0,09-1) =0,5827 и />нн(0 =
0,5827(1 +0,54) =0,9.
При иных значениях N значения вероятностей безотказной работы си-
стемы электроснабжения секций с. н. 0,4 кв приведены в табл. 3-1. Из дан-
ных таблицы непосредственно следует, что даже при наличии одного резерв-
ного трансформатора на 6 рабочих надежность электроснабжения с. н.
0,4 кв получается низкой и значительно уступающей надежности электро-
снабжения секций с. н. 6 кв. Посмотрим, какой эффект в смысле повышения
надежности дает восстановление отказавших трансформаторов. Поскольку
резервный трансформатор нормально отключен, то резерв ненагруженный и
коэффициент 1 = 0, поэтому az0 = «i = 6.
В соответствии с (3-9) составляем определитель
А (г):
z + п0\ — v 0
— п0Х z + ntK + v 0
0 — пхХ z
2 + 0,54 —12,2 0
— 0,54 г+12,74 0
0 — 0,54 г
и находим корни уравнения A(z)/z=z2 +13,28 г+0,2915=0
г1 = 13,258.
Уравнение (3-8) в нашем случае будет выглядеть так:
ехр( — z0t) exp( — zxt)
= z(z2+ 13,28 z + 0,2915)
, = —0,022;
Рнн (0 = W/lorti
*о (^i — ^o) Zi(Zo— *i)
Подставив в это уравнение модули корней z0 и z{ [знаки корней учтены
при выводе (3-8)] и значение t=\ год, получим
ехр( — 0,022) , ехр(— 13,258) "1
)_Г
Янн (1) = 0,092-6-6
0,022.(13,258 — 0,022) 13,258(0,022 — 13,258)]
0,976.
Аналогичные расчеты при иных значениях N и v приведены в табл. 3-1, из
которой видно, насколько эффективно восстановление поврежденных трансфор-
маторов и выключателей в смысле повышения надежности электроснабжения.
В частности, можно сделать вывод, что даже при среднем времени восстанов-
ления Гв = 30 дней допустимо иметь 1 резервный трансформатор на 6 рабо-
чих, а если сократить среднее время восстановления до 10 дней, то можно
уменьшить кратность резервирования, устанавливая 1 резервный трансфор-
матор 6/0,4 кв на 10—12 рабочих. Чтобы получить вероятность бесперебой-
ного электроснабжения секций с. н. 0,4 кв, нужно умножить приведенные
в таблице 3-1 значения на вероятность бесперебойного электроснабжения сек-
ций с. н. 6 кв. Для нашего примера при Яисч=0,05 гад-1 Р6кв(1) =
= ехр (—0,05 • 1) =0,9512 и Р0)4 кв (1) =0,9512 • 0,976=0,93.
Отметим, что при отсутствии резервирования (т = 0) вос-
становление повышает надежность электроснабжения только
в смысле увеличения коэффициента готовности, вероятность же
безотказной работы не изменяется и определяется по (3-6).
85

Таблица 3-1
Вероятность безотказной работы системы электроснабжения секций
с. н. 0,4 кв в зависимости от кратности резервирования и среднего времени
восстановления поврежденных трансформаторов
Способ резервирования
и восстановления
Без резервирования и восстанов-
ления (т — 0; v = 0)
С резервированием без восста-
новления (т = 1; v = 0)
1 С резервирова-
| нием (т = 1)
и восстановле-
нием
Гв = 30 дней
v= 12,2 год~{
Гв = Ю дней
v = 36,5 год~{
Гв = 1 дней
v = 365 год~{
Число рабочих трансформаторов (N)
1 | 4
0,914
0,99
0,996
0,9994
0,99993
0,6977
0,947
0,988
0,999
0,9999
6 | 10
0,5827
0,9
0,976
0,998
0,9998
0,4066
0,77
0,918
0,993
0,999
3-3. Методика учета надежности оборудования и режимов
работ АЭС при выборе схемы питания собственных нужд
Современные методы теории надежности позволяют опреде-
лить вероятность бесперебойного электроснабжения потребите-
лей с. н. 6 кв при различных вариантах включения рабочих и ре-
зервных трансформаторов с. н. и связи станции с системой.
Однако при конкретных условиях расположения станции в си-
стеме возможности изменения схемы питания собственных нужд
становятся ограниченными, и различие в надежности электро-
снабжения по разным вариантам может получаться лишь в чет-
вертом знаке после запятой, что не дает достаточных оснований
судить о преимуществах того или иного варианта, тем более, что
в энергетике (включая и ядерную) еще не нормированы тре-
буемые вероятности бесперебойной работы отдельных элементов
схемы, как это делается в некоторых других отраслях техники.
Кроме того, из-за наличия коммутационной аппаратуры
надежность электроснабжения определяется надежностью не
только электротехнического, но и технологического оборудова-
ния (реакторно-парогенераторная установка, турбины), а также
режимами работы станции (частота перегрузок ядерного горю-
чего, снижений мощности, пусков и остановов). Все сказанное
86
Целиком относится и к расчету надежности с. н. любых электро-
станций.
Одним из конкретных примеров, к решению которого прак-
тически невозможно подойти объективно без привлечения тео-
рии надежности, является вопрос о месте присоединения ответ-
вления к рабочему трансформатору собственных нужд в схемах
объединенных блоков (рис. 2-2, в) при использовании ГЦН с ма-
лыми маховыми массами. Этот вопрос уже рассматривался
с качественной стороны в § 2-1, где было показано, что оба ва-
рианта присоединения ответвления допустимы с технической
точки зрения и что при присоединении ответвления так, как по-
казано сплошной линией на рис. 2-2, в, может быть достигнут
выигрыш в капитальных затратах за счет уменьшения длины
экранированного токопровода к рабочим трансформаторам с. н.,
может быть уменьшена мощность резервного трансформатора
с. н. и значительно снижено количество необходимых ко^утаций
при пусках, остановах и авариях в технологической части стан-
ции. Однако, при данном варианте присоединения рабочих
трансформаторов с. н. при определенных режимах, рассмотрен-
ных в § 2-1, может возникнуть недоотпуск электроэнергии и ава-
рийный простой одного из турбогенераторов, чего нет в случае
включения ответвления, показанного штриховой линией. Пока-
жем, как произвести сравнение этих вариантов, воспользовав-
шись методами теории надежности. До последнего времени вы-
бор наилучшего варианта производился по минимуму приведен-
ных затрат, в которых различие в надежности сравниваемых
вариантов схем с. н. численно не учитывалось. Предлагается
ввести в известную формулу расчетных затрат следующие со-
ставляющие математического ожидания (м. о.) ежегодных рас-
ходов. 1. М. о. ущерба от недоотпуска энергии за расчетный пе-
риод и из-за увеличения издержек производства при работе
резервных агрегатов:
м. о. Д№-2 ANttfarf, (3-10)
м. о. Уэ = [м. о. AW]3cp,
где ДЛ^г — снижаемая мощность при повреждении /-го оборудо-
вания; ti — расчетная длительность восстановления режима;
Яг — интенсивность отказов (м. о. числа отказов в год) оборудо-
вания, вызывающего отключение генераторной мощности; п —
количество комплектов однотипного оборудования; п — число
всех возможных случаев аварийного снижения мощности;
м.о. AW — м. о. недоотпуска энергии или энергии, вырабатывае-
мой на резервных агрегатах; Зср — средние дополнительные рас-
четные затраты на производство электроэнергии при использова-
нии в качестве резерва менее экономичных агрегатов, чем от-
ключившийся, или в случае дефицита мощности в системе —
стоимость аварийно недоотпущенного киловатт-часа.
87

Если принять, что при аварийном снижении мощности на
рассматриваемой АЭС, работающей в базовой части графика,
необходимая энергия будет выработана на неэкономичных 'ГЭС
системы, то энергия Зср может быть определена как Зср =
= 3Р—Заэс, где Зр — топливная составляющая удельной стои-
мости энергии при работе резервных агрегатов ТЭС; 3Аэс~
то же для рассматриваемой АЭС.
2. М. о. ущерба в год от аварийного простоя оборудования
без учета (из-за малой величины) заработной платы персонала,
обслуживающего отключаемое оборудование:
м. о. Уп-(рн + Р)/С2 Vp/Atf/. (3-11)
где рн — нормативный коэффициент эффективности капитальных
вложений; р — коэффициент амортизационных отчислений от
стоимости аварийно простаивающего оборудования; К — стои-
мость установленного киловатта, определенная по вложениям
в аварийно простаивающее оборудование (но не по АЭС цели-
ком); tVi — среднее значение относительного времени ремонта
1-го оборудования или восстановления рабочей схемы;
3. М. о. ущерба из-за дополнительных ремонтов и профилак-
тики коммутационной аппаратуры:
т
м. о. Ур-^ (ci/ м* °- К37 + С2/ м. о. ОПу), (3-12)
где Cij,C2j — коэффициенты, учитывающие стоимость и количе-
ство дополнительных ремонтов r-го выключателя; м.о. K3j—
м. о. коммутаций коротких замыканий /-м выключателем (дан-
ной марки) при повреждении r-го оборудования; м.о. OHj — м.о.
коммутаций нормальных режимов выключателем данной марки
при оперативных переключениях, связанных с операциями пуска
и останова (нормальными и аварийными); т — количество ти-
пов (марок) коммутационной аппаратуры, используемых в глав-
ной схеме и схеме собственных нужд и участвующих в коммута-
циях при повреждении /-го оборудования при операции пуск —
останов.
м. о. КЗУ=21 ***/■ (3"13)
k=\
м. о. ОПу = 2 М/ + (соп + со0)су, (3-14)
где Xk — интенсивность повреждений (м.о. повреждений в год)
электротехнического оборудования, вызвавших отключение вы-
ключателем данного типа короткого замыкания или потребовав-
ших оперативных переключений выключателем другого типа;
con, coo — интенсивность операций пуска и останова блока (м. о.
пусковых и остановочных операций в год); ajy bj, Cj — количе-
88
ство срабатываний выключателей одного типа при соответствую-
щей операции.
С учетом сказанного выражение для расчетных затрат на со-
ответствующий вариант схемы питания с. н. будет иметь вид:
3 = (р„ + р)Кс.н + ЗстД№с.н + м. о. Уэ + м. о. Уп + м. о. Ур, (3-15)
где Кс.н — капитальные вложения в схему питания с. н.; AWC11 —
потери энергии в элементах с. н. (в трансформаторах, шинопро-
водах, вспомогательных генераторах); Зст — себестоимость энер-
гии на АЭС.
Из формул (3-10—3-15) наглядно видно, что на целесо-
образность применения соответствующего варианта схемы
питания собственных нужд (по минимуму расчетных за-
трат) непосредственное влияние оказывает не только по-
вреждаемость электротехнического оборудования, но и от-
казы технологического оборудования и режимы работы
блока, поскольку количество оперативных переключений
непосредственно связано с частотой операций останов (нор-
мальный и аварийный)—пуск.
Учитывая большое влияние надежности коммутационной ап-
паратуры на выбор схемы питания собственных нужд, интенсив-
ность отказов выключателей следует определять с учетом интен-
сивности (частоты) коммутаций со.
Значения ЯВыкл Для некоторых типов выключателей по дан-
ным анализа аварийной статистики [28, 30] приведены в табл. 3-2.
Таблица 3-2
Интенсивности отказов выключателей
Класс выключателя
Интенсивность отказов
Г
Воздушный 330 кв
Масляный малообъемный ПО кв
» » 20 » (генератор-
ный)
Масляный малообъемный 10 кв
0,04
0,005
0,001
0,0004
0,01
0,01
0,007
0,001
0,2
0,3
0,5
0,1
Интенсивности отказов остального электрического и техноло-
гического оборудования можно принять следующими:
для силовых трансформаторов 330 кв Хт = 0,05 год-1,
для трансформаторов с. н. 15-^20/6 кв ЯТсн = 0,002 год-1,
для генераторов 6—12 Мет Явсг =0,06 год-1,
для турбогенераторов 200 Мет Хг==0,15 год-1,
для реакторно-парогенераторной установки ^р=1,0 год-1.
Таким образом, порядок выбора оптимального варианта
схемы питания с. н. с учетом количественных показателей на-
дежности состоит в следующем.
89

1. Для каждого из рассматриваемых вариантов схем вычис-
ляем капитальные затраты по изменяемым элементам Кс.н и
потери энергии Д№с.н.
2. Задаемся расчетными событиями, при которых желательно
• оценить надежность рассматриваемых вариантов: повреждения
электротехнического и технологического оборудования, опера-
ции пуска и останова.
Например, для схемы на рис. 2-2, в расчетными событиями являются
следующие:
режим пуска и останова без повреждений с частотой перегрузок актив-
ной зоны (Опер = 1,33 год~{ и частотой профилактических ремонтов о)рем =
= 2 год~1; повреждение выключателя высокого напряжения объединенного
блока; повреждение трансформатора блока; повреждение рабочего транс-
форматора с. н.; повреждение генераторного выключателя; повреждение гене-
ратора; повреждение вспомогательного генератора с. н.; повреждение выклю-
чателя 6 кв в цепи рабочего трансформатора с. н.; повреждение реакторно-
парогенераторной установки.
3. При каждом расчетном событии / на основе главной схемы
электрических соединений и схемы питания с. н. (рис. 2-2, в)
самым тщательным образом определяется теряемая генератор-
ная мощность (&Ni), расчетное время недоотпуска энергии и
ликвидации аварии tu количество отключений коротких замы-
каний (3-13) и оперативных переключений (3-14). Далее в соот-
ветствии с (3-10) — (3-14) находятся составляющие м. о. ущерба
при данном расчетном событии.
4. Производится суммирование м. о. ущерба при всех рас-
четных событиях по каждому варианту, и по формуле (3-15)
находится оптимальный вариант. Отметим, что необходимость
в определении суммарных расчетных затрат возникает лишь при
условии, что схема с меньшими капитальными затратами имеет
большие м. о. издержек.
Схема по варианту I (сплошная линия на рис. 2-2, в) требует меньших
капитальных затрат на величину /Сс.н~20 тыс. руб. из-за сокращения длины
экранированного токопровода к трансформатору собственных нужд и имеет
значительно меньшие м. о. коммутаций оперативных переключений, а следо-
вательно, меньшие м. о. ущерба из-за дополнительных ремонтов и профилак-
тики всех используемых выключателей.
Вместе с тем значения м. о. ущерба Уэ и Уп, (3-10), ■ (3-11) для этой
схемы должны возрасти, если резервный трансформатор с. н. присоеди-
няется к распределительному устройству высокого напряжения рассматривае-
мой АЭС или к близким от него точкам. В этом случае, как было показано
в § 2-1, при повреждениях в системе в период проведения аварийного ре-
монта ВСГ (с полным исчезновением напряжения на шинах с. н.) выбег
четырех ГЦН не может быть обеспечен, ибо резервный трансформатор бу-
дет потерян. Как показал анализ, вероятность такого события исключи-
тельно мала. Однако, учитывая возможность тяжелых последствий при нару-
шениях теплоотвода от активной зоны реактора, необходимо на время ава-
рийного ремонта ВСГ снижать мощность блока на 50%. Указанное обстоя-
тельство и определяет увеличение значений м. о. Уэ и Уп.
Если же резервный трансформатор присоединяется к электрически уда-
ленным точкам системы, а тем более к источнику, который в период различ-
ных аварийных ситуаций на АЭС, например при аварийном ремонте ВСГ,
может быть выделен для питания только резервного трансформатора, то
90
снижать мощность АЭС не требуется. В этом случае значения ущерба будут
значительно меньшими.
В качестве примера сравним схемы на рис. 2-2, в при двух способах при-
соединения резервного трансформатора: а) непосредственно к РУ высокого
напряжения или к электрически близким точкам; б) к источнику, который
может быть выделен для работы на резервный трансформатор.
Как показали ориентировочные расчеты, разница в стоимости потерь
энергии для обеих схем незначительна и в рассматриваемом примере мо-
жет не учитываться.
Определим составляющие ущерба от аварийных простоев агрегатов по
выражениям (3-10) — (3-15) при расчетных событиях: повреждение выключа-
теля высокого напряжения объединенного блока; повреждение рабочего транс-
форматора собственных нужд; повреждение ВСГ; повреждение выключателя
б К8 в цепи рабочего трансформатора с. н. Остальные расчетные события,
приводящие к практически одинаковой величине м. о. ущерба, не учитываются.
Учет повреждения указанных выключателей необходим, так как в каждом
варианте они имеют различную интенсивность коммутаций, а следовательно,
различное значение параметра ЯВыкл.
Расчеты производились при следующих значениях исходных параметров:
Зр=0,6 коп/квт-ч; 3АЭС = 0,22 коп/квт-ч; рн=0,15; р = 0,07; #=160 руб/квт
(при аварийном простое блока); /(=50 руб/квт (при аварийном простое од-
ного турбогенератора); мощность реакторного блока 450 Мет.
Результаты расчета приведены в табл. 3-3.
Таблица 3-3
Определение м. о. ущерба и приведенных затрат (руб/год)
для различных вариантов присоединения ответвления к рабочему
трансформатору с. н. в объединенном блоке мощностью 450 Mem
Способ присоединения ответвления
к рабочему трансформатору с. н.
М. о. ущерба
отнедоотпуска
энергии
и аварийного
простоя
Увеличе-
ние рас-
четных
затрат
на шино-
провод
Приве-
денные
затраты
Присоединение между выключателем
и трансформатором
Присоединение резервного трансфор-
матора к шинам высшего напряжения
АЭС
То же к выделенному агрегату . . . .
Присоединение между генератором и
выключателем
23 000
3 800
4 100
3000
23 000
3 800
7 100
В табл. 3-3 ущерб из-за дополнительных коммутаций не учитывался,
т. к. для оценки величины коэффициентов Cij и C2j необходимо специаль-
ное исследование, но можно предположить, что для рассматриваемых вариан-
тов схем с. н. учет УР по формуле (3-12) не приведет к существенному изме-
нению приведенных затрат.
На основании данных табл. 3-3 можно сделать вывод, что место присо-
единения ответвления к рабочему трансформатору с. н. в объединенных
блоках с бессальниковыми ГЦН зависит от схемы питания резервного транс-
форматора с. н. На АЭС всегда целесообразно (если это возможно) осуще-
ствлять присоединение резервного трансформатора с. н. к электрически уда-
ленным от шин АЭС точкам с выделением независимого от системы источ-
ника питания. В этом случае ответвление на с. н. следует присоединять между
генераторным выключателем и блочным трансформатором. При питании ре-
зервного трансформатора от электрически близкой к шинам АЭС точки
ответвление следует присоединять между генератором и выключателем.
91

ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕСПЕРЕБОЙНОСТИ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ МЕХАНИЗМОВ
СОБСТВЕННЫХ НУЖД АЭС В АВАРИЙНЫХ РЕЖИМАХ
4-1. Использование выбега турбогенераторов в режиме
аварийного расхолаживания
Понятие о тепловом и электрическом выбеге. Как было
отмечено в главах 1 и 2, необходимость отвода остаточных теп-
ловыделений из активной зоны в режиме аварийного обесточи-
вания требует электроснабжения главных циркуляционных на-
сосов 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 не-
скольких минут, и для современных реакторных блоков, мощ-
ность главных циркуляционных насосов которых составляет до
нескольких десятков Мет, осуществить электроснабжение от
автономных источников, даже при пониженной производитель-
ности насосов, не представляется возможным. В таком случае
можно рассчитывать только на энергию выбега турбогенерато-
ров станции. Следует различать тепловой и механический выбег
турбогенератора. Под тепловым выбегом следует понимать
продолжение выработки электрической энергии турбогенерато-
ром после остановки реактора за счет остаточных тепловыделе-
ний в активной зоне в размерах, достаточных для питания ме-
ханизмов собственных нужд, обеспечивающих расхолаживание
ядерной энергетической установки, в том числе и главных цир-
куляционных 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 турбо-
генераторов останутся в работе, т. е. не произойдет срабатыва-
ния стопорных клапанов турбин. С учетом сказанного тепловой
выбег в большинстве случаев не может служить достаточно
92
Рис. 4-1. Характер изменения 105
числа оборотов выбегающей
системы при внезапном отклю-
чении генератора от системы г. о
1 — без срабатывания главного сто-
порного клапана с переходом на
тепловой выбег и далее — на ме- q 95
ханический; 2 — со срабатыванием '
главного стопорного клапана и пе-
реходом на механический вььбег
Занрылся стопорный клапан
-Ii\ м
8 10 12 14 16 18 20 22 24
надежным источником электроснабжения потребителей I группы,
и более рационально использовать при обесточивании меха-
нический выбег турбогенераторов. Под механическим выбегом
следует понимать продолжение выработки турбогенератором
электрической энергии с постепенно понижающейся частотой и
напряжением после закрытия главного стопорного клапана тур-
бины 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 турбоуста-
новки Рн и механической постоянной времени вращающейся си-
стемы Та: W = Qy5PnTa- Если выразить Рп в Мет и Та в сек, W =
= 0,14 ЯнТа, квт-ч,
„ 2 od4
364Р„
(4-1)
где 2GD2 — суммарный маховой момент инерции турбоуста-
новки (турбины, генератора и вспомогательного синхронного ге-
нератора, если таковой имеется), т-м2\ пи — номинальная (син-
хронная) скорость вращения, об/мин. В виде примера в табл. 4-1
приведены соответствующие параметры некоторых турбогенера-
торов АЭС.
Таблица 4-1
Основные параметры турбогенераторов АЭС в режиме выбега
Тип турбогенератора
К-500-65 + ТВВ-500-2
К-220-44 + ТГВ-200 + ТБ-6
К-200-130 + ТВВ-200
ВК-100 + ТВФ-100
Рп Mem
500
220
200
100
2 G£>2
т>м?
235
13,5
56,4
40
Та сек
11,6
12,8
7,0
9,9
W квШ'Ч
805
390
195
137
93

Известно, что при сохранении неизменного номинального мо-
мента сопротивления выбег турбогенератора будет иметь дли-
тельность, примерно равную трем механическим постоянным
времени (^выб~ЗГа). Если предположить, что в начале выбега
мощность механизмов с. н. составляет 5% номинальной мощ-
ности турбогенератора, то даже при постоянстве момента со-
противления кинетической энергии вращающихся масс турбо-
генератора оказывается достаточно для питания этой нагрузки
в течение ^Выб = 60Га, т. е. около 10 мин (табл. 4-1). Отметим,
что до перехода на режим естественной циркуляции обычно не
требуется времени выбега циркуляционных механизмов, превы-
шающего 3 мин, и кинетической энергии вращающихся масс тур-
богенераторов вполне достаточно для прохождения аварийного
расхолаживания.
Однако при рассмотрении совместного выбега синхрон-
ного генератора и электродвигателей с. н. следует учиты-
вать, что устойчивая передача энергии от генератора
к электродвигателям возможна лишь до тех пор, пока раз-
виваемый двигателем электромагнитный момент превы-
шает 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: си-
стема возбуждения генератора и тип автоматического регуля-
тора возбуждения, зависимость момента сопротивления меха-
низмов с. н. и турбогенератора от скорости вращения. Распо-
лагая этими данными, можно построить кривую изменения числа
оборотов совместно выбегающей системы от времени, на ее осно-
вании найти производительность циркуляционных механизмов
в любой момент с начала аварийного расхолаживания и срав-
нить полученную величину расхода теплоносителя с той, которая
требуется по расчету технологической схемы АЭС в этом режиме.
Использование механического выбега гораздо проще и на-
дежнее, чем теплового, поскольку не требует работы большей
части систем, обслуживающих турбогенератор; использование
механического выбега не зависит от того, сработал или нет глав-
ный стопорный клапан, а благодаря вспомогательному синхрон-
ному генератору можно рассчитывать на надежное электроснаб-
жение циркуляционных механизмов в режиме аварийного рас-
холаживания 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 /i — 0,4 сек, то под действием избыточного мо-
мента скорость вращения увеличивается в соответствии с механической по-
стоянной времени (Га~10 сек). После закрытия регулирующего клапана yue-
94
личение числа оборотов продолжается за счет расширения пара, отсеченного
в рабочем объеме турбогенератора (^2—1 сек), а затем начинается механи-
ческий выбег (^з или t$) с постоянной времени
К = Та ^ (4-2)
* с- н ~г "потерь
(в нашем случае Г'а«20Га).
Далее выбег может происходить двояко.
1. Если число оборотов турбогенератора превысит уставку автомата без-
опасности, то закроется стопорный клапан турбины и механический выбег,
продолжающийся в течение времени t5 (кривая 2 на рис. 4-1), начнется со
скорости вращения, составляющей (1,1 —1,15)aih.
2. Если число оборотов турбогенератора не превысит уставку автомата
безопасности, то стопорный клапан не закроется и, пока обороты превосхо-
дят номинальные, в течение времени t3 (кривая / на рис. 4-1) происходит
механический выбег с последующим открытием регулирующего клапана и
переходом на тепловой выбег U, после которого вновь следует механический
выбег U.
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 синхрон-
ной скорости числа оборотов, что эквивалентно увеличению общей продол-
жительности 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 различ-
ными системами возбуждения при выбеге. Сохранение устойчи-
вости двигательной нагрузки целиком определяется характером
изменения напряжения генератора в процессе выбега. Турбо-
генераторы современных АЭС мощностью 200 Мет и выше обо-
рудованы высокочастотной или ионной системой возбуждения,
а турбогенераторы меньшей мощности, включая и вспомогатель-
ные синхронные генераторы, обычно имеют электромашинную
систему возбуждения. Кроме того, следует учитывать возмож-
ность работы турбогенератора на резервном возбудителе. Каж-
дая из этих систем имеет свои особенности и по-разному ведет
. себя при изменении частоты, в особенности из-за различия си-
стем 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.
1. Поскольку нагрузка при выбеге, как правило, мала по сравнению
с номинальной мощностью генератора, допустимо пренебречь реакцией ста-
тора, падением напряжения генератора и трансформаторов с. н. и принимать
за напряжение генератора его э. д. с. за синхронной реактивностью, а напря-
жение на электродвигателях считать равным напряжению генератора. По
этой же причине допустимо не учитывать влияние компаундирования на
напряжение генератора.
2. За характеристику холостого хода генератора принимается прямая
линия, проходящая через точки нулевого и номинального напряжения гене-
ратора.
95

Рис. 4-2. Принципиальная схема
высокочастотной системы возбуж-
дения
1 — синхронный генератор; 2 — обмот-
ка возбуждения генератора; 3 — высо-
кочастотный возбудитель; 4, 5 — по-
следовательная и независимые об-
мотки возбуждения высокочастотного
возбудителя; 6 — высокочастотный воз-
будитель; 7 — выпрямители; 8, 9 —
магнитные усилители устройства .бес-
контактной форсировки и автоматиче-
ского регулятора возбуждения; 10 —
измерительный орган; // — трансфор-
матор напряжения
На рис. 4-2 приведена принципиальная схема высокочастот-
ной системы возбуждения. Высокочастотный возбудитель пред-
ставляет собой сильно компаундированную индукторную ма-
шину, возбуждение которой определяется, в основном, сериесной
обмоткой самовозбуждения, а устойчивость работы и регулиро-
вание обеспечивается устройствами автоматического регулиро-
вания возбуждения (АРВ) и бесконтактной форсировки (УБФ),
включенными на одинаковые независимые обмотки возбуждения
высокочастотного возбудителя и представляющими собой двух-
системный корректор. В штатной системе возбуждения устрой-
ство УБФ получает питание от статорной обмотки высокочастот-
ного возбудителя, а устройство АРВ — от специального высоко-
частотного подвозбудителя, у которого частота и напряжение
прямо пропорциональны скорости вращения турбогенератора.
При такой схеме включения УБФ при малых нагрузках (при вы-
беге) выход УБФ становится очень малым из-за снижения на-
пряжения высокочастотного возбудителя, и влияние УБФ на
напряжение синхронного генератора при выбеге можно не учи-
тывать. Таким образом, изменение напряжения высокочастот-
ного 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 затор-
маживание 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 вы-
сокочастотной системой возбуждения требуются некоторые пере-
ключения в цепях возбуждения, которые зависят от требуемого
закона изменения напряжения генератора с изменением ско-
рости его вращения.
Выбег турбогенератора с переключением питания устройства
УБФ с высокочастотного возбудителя (рис. 4-2) на независимый
96
источник высокой частоты. В качестве такого независимого ис-
точника можно принять высокочастотный подвозбудитель с элек-
троприводом, 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 возбу-
ждения остается в работе, он стремится поддержать неизменным
возбуждение выбегающего генератора, и его напряжение изме-
няется практически пропорционально скорости вращения
UT-ny (4-3)
что подтверждается экспериментами на электродинамической
модели и натурными испытаниями. Мощность двигатель — гене-
ратора для питания УБФ сравнительно невелика и для генера-
тора 200 Мет составляет 3,5 кет.
Выбег турбогенератора с возбуждением высокочастотного
возбудителя от постороннего источника постоянного тока. В этом
случае на обмотку независимого возбуждения высокочастотного
возбудителя, нормально питаемую от устройства УБФ (рис. 4-2),
подается питание от аккумуляторной батареи. В целях предот-
вращения перевозбуждения высокочастотного возбудителя его
последовательная обмотка самовозбуждения шунтируется либо
вообще отключается. Автоматический регулятор возбуждения
может быть либо оставлен в работе, либо отключен. При рабо-
тающем АРВ напряжение выбегающего генератора изменяется
пропорционально скорости вращения. При отключенном АРВ,
поскольку возбуждение высокочастотного возбудителя остается
неизменным, его напряжение, а значит и ток возбуждения гене-
ратора будут изменяться пропорционально скорости вращения,
а напряжение выбегающего генератора — пропорционально квад-
рату скорости вращения
Ur — п2. (4-4)
Для продления времени выбега условие (4-4) может ока-
заться предпочтительнее, чем (4-3).
При напряжении источника постоянного тока 220 в потреб-
ляемая на возбуждение мощность в режиме выбега не превы-
шает 4 кет на турбогенератор мощностью 200 Мет.
Если недостатком штатной системы высокочастотного возбу-
ждения является недопустимое по условиям устойчивости двига-
тельной нагрузки понижение напряжения при выбеге, то в ион-
ной системе независимого возбуждения или самовозбуждения
(рис. 4-3) с регулятором сильного действия мы имеем дело с об-
ратным явлением, когда за счет полного использования возмож-
ностей форсировочной группы управляемых вентилей штатный
регулятор сильного действия поддерживает на выбеге номиналь-
ное напряжение до скорости вращения порядка 0,64 пи. После
того, как форсировочная группа вентилей полностью открыта,
97

Рис. 4-3. Принципиальная схема
ионного самовозбуждения с регу-
лятором сильного действия
1 — синхронный генератор; 2 — обмотка
возбуждения генератора; 3~ выпрями-
тельный трансформатор; 4, 5 ~ рабо-
чая и форсировочная группа управля-
емых вентилей; 6 — измерительный ор-
ган автоматического регулятора воз-
буждения сильного действия; 7, 8 —
трансформаторы напряжения и тока в
цепи статора генератора; 9— транс-
форматор постоянного тока в цени ро-
тора
регулятор больше не влияет на возбуждение, полностью откры-
тые вентили продолжают работать при дальнейшем снижении
скорости в неуправляемом режиме, и напряжение генератора
начинает снижаться лавинообразно. В этом режиме генератор
с ионным самовозбуждением ведет себя подобно машине посто-
янного тока с параллельным самовозбуждением без регулятора.
Отмеченный характер изменения напряжения экспериментально
подтвержден на электродинамической модели. Поддерживание
напряжения постоянным в процессе выбега с помощью регуля-
тора сильного действия, включенного по штатной схеме, и ис-
пользование предельной форсировочной способности вентилей
приводит к недопустимым перегрузкам обмотки возбуждения ге-
нератора. Одновременно с этим, из-за снижения частоты сильно
возрастают токи намагничивания асинхронных двигателей и
трансформаторов. Поэтому использование такого способа регу-
лирования в режиме выбега является неприемлемым, необхо-
димо перейти к зависимостям типа (4-3) или (4-4). В частности,
для выполнения условия (4-3) ток возбуждения генератора
в процессе выбега нужно поддерживать постоянным и равным
току возбуждения в режиме холостого хода при номинальных
значениях напряжения и скорости вращения генератора.
Таким образом, задача состоит в том, чтобы, сохранив регу-
лятор возбуждения сильного действия для нормального режима,
заменить его при выбеге на регулятор тока возбуждения, что
можно осуществить, переключив измерительный орган штатного
регулятора сильного действия при выбеге с трансформатора на-
пряжения статора на трансформатор постоянного тока в цепи
ротора (рис. 4-3). В этом случае регулятор будет поддерживать
постоянным ток ротора. Систему питания собственных нужд вен-
тильных агрегатов следует при использовании выбега постоянно
питать от сети надежного питания II группы.
В ионной системе независимого возбуждения в целях про-
дления времени выбега можно осуществить и закон регулиро-
вания (4-4), при котором ток возбуждения генератора должен
изменяться пропорционально скорости вращения. Это можно
98
И норрен-
И релейной
компаунди-
рования
Рис. 4-4. Принципиальная схема
электромашинной системы возбуж-
дения
1 — синхронный генератор; 2 — обмотка
возбуждения генератора; 3 — возбудитель;
4— обмотки воз-буждения возбудителя
\иГ
la—
k
б—1
6'
_в^К
в"
\г
\д
\е
[ N
w
X
-Л _
П 1
19 09 0,4 0 7 06 0,5 0,4 0,3 0,2 о.е
Рис. 4-5. Изменение напряжения ге-
нератора с электромашинной системой
возбуждения при выбеге с включен-
ной релейной форсировкой и коррек-
тором (участок д—е—ж) и при от-
ключенном корректоре (участок д—ж)
осуществить, если при выбеге переключить обмотку возбужде-
ния вспомогательного генератора на независимый источник пи-
тания (например, станционную аккумуляторную батарею) и от-
ключить регулятор сильного действия основного генератора и
регулятор возбуждения вспомогательного генератора.
В случае применения электромашинной системы возбужде-
ния с регулятором в виде односистемного корректора напряже-
ния с компаундированием и релейной форсировкой (рис. 4-4)
возможно использование энергии выбега без всяких переключе-
ний в штатной системе возбуждения, но характер изменения
напряжения от скорости вращения получается довольно слож-
ным (рис. 4-5). С начала выбега напряжение будет падать до
величины, соответствующей уставке срабатывания реле форси-
ровки (участок а—б на рис. 4-5). После срабатывания форси-
ровки напряжение поднимается до величины, примерно равной
номинальному напряжению, после чего цикл повторится снова
и напряжение генератора будет изменяться в пределах от 0,85
номинального до номинального. Вполне допустимо усреднить
его, считая, что на этом этапе оно определяется прямой б' — в''.
В точке в произойдет последнее включение форсировки, и даль-
нейший выбег будет происходить в режиме постоянной форси-
ровки (участок в—д—ж).
Из-за малой нагрузки при выбеге влиянием компаундирова-
ния можно пренебречь. Существенное влияние на характер из-
менения напряжения генератора при выбеге оказывает электро-
магнитный корректор. При снижении напряжения генератора
при номинальной частоте ток выхода корректора увеличивается,
чтобы обеспечить восстановление первоначального напряжения.
В то же время уменьшение частоты вызывает обратное действие
99

корректора, т. е. он начнет увеличивать возбуждение тогда,
когда напряжение выбегающего генератора (в относительных
единицах) станет меньше относительной скорости его вращения
(точка д на рис. 4-5). Далее корректор будет обеспечивать та-
кой ток, при котором напряжение генератора будет изменяться
пропорционально скорости вращения в соответствии с формулой
(4-5) (прямая д—е на рис. 4-5), пока из-за снижения напряже-
ния питания магнитного усилителя корректора не произойдет
срыв его работы (кривая е—ж). Построение указанной кривой
ведется на основе нагрузочных характеристик возбудителя и ха-
рактеристики холостого хода генератора и хорошо совпадает
с результатами натурных испытаний [12, 13]. Приближенные
аналитические выражения для определения напряжения выбе-
гающего генератора имеют вид:
при отсутствии форсировки и отключенном корректоре в диа-
пазоне О^д^ 1
Uгъ-***-; (4-5)
1 — ОМ v ;
с форсировкой при отключенном корректоре в диапазоне
O^n^OJ (кривая в—д—ж на рис. 4-5)
^^ («>
с включенным корректором в диапазоне его работы (прямая
д—е на рис. 4-5)
Ur^-***-. (4.7)
1 + 4,2/1 V ;
В случае использования выбега турбогенератора при питании выбегающей
нагрузки от вспомогательного генератора (см. рис. 2-3) его мощность, как
правило, соизмерима с мощностью питаемой от него нагрузки, и в этом слу-
чае нельзя считать, что выбег начинается из режима холостого хода гене-
ратора (нельзя пренебрегать потерей напряжения в генераторе, влиянием
компаундирования и пользоваться характеристикой холостого хода генератора
вместо нагрузочной). Вспомогательные синхронные генераторы обычно осна-
щаются электромагнитной системой возбуждения (рис. 4-4), и поэтому ха-
рактер изменения напряжения также аналогичен приведенному на рис. 4-5.
Так как в процессе выбега большей части нагрузки мощность падает про-
порционально третьей степени скорости вращения, при изменении напряже-
ния пропорционально скорости вращения ток нагрузки падает примерно про-
порционально квадрату скорости вращения, влияние компаундирования на-
блюдается только в начале выбега, и его можно по-прежнему исключить из
рассмотрения. При включенном регуляторе в процессе выбега выполняется
условие Ur/n = const, и реакция статора компенсируется увеличенным током
корректора. Таким образом, графические построения (рис. 4-5) и аналитиче-
ские выражения (4-5) —(4-7) могут быть применены и для случая питания вы-
бегающей нагрузки от вспомогательного генератора. Поскольку мощность,
требуемая для возбуждения вспомогательного синхронного генератора, мала,
целесообразно осуществлять его возбуждение при выбеге от аккумуляторной
батареи при отключенном корректоре и форсировке. В этом случае при пи-
тании обмотки возбуждения возбудителя от постороннего источника измене-
100
пне напряжения генератора будет подчиняться условию (4-4). Если же оста-
вить включенным корректор, то будет выполняться условие (4-3).
В некоторых случаях в составе электромашинной системы возбуждения
генераторов используется подвозбудитель. Возбуждение подвозбудителя в про-
цессе выбега не регулируется, и напряжение подвозбудителя, а значит, и на-
пряжение генератора в процессе выбега снижается очень быстро, даже с уче-
том действия автоматических регуляторов «срыв» напряжения может прои-
зойти при снижении скорости вращения всего на 5%, что проверено экспери-
ментально. В этом случае для возможности использования выбега следует
рекомендовать переключение обмотки возбуждения подвозбудителя или воз-
будителя на посторонний источник постоянного тока. При питании обмотки
возбуждения подвозбудителя от постороннего источника и отключенном регу-
ляторе возбуждения напряжение генератора будет снижаться пропорцио-
нально кубу скорости вращения, при включенном регуляторе — пропорцио-
нально квадрату скорости вращения (условие 4-4). При питании обмотки воз-
буждения возбудителя от батареи снижение напряжения генератора будет
происходить пропорционально квадрату скорости при отключенном регуляторе
и первой степени скорости при включенном.
Использование энергии выбега турбогенератора должно быть
обеспечено и при работе на резервном возбудителе. Для всех
генераторов с любой системой рабочего возбуждения в качестве
резервных возбудителей используются двигатель — генераторы
(привод — асинхронный двигатель, питаемый от шин с. н., гене-
ратор— машина постоянного тока с параллельным самовозбу-
ждением или отдельным подвозбудителем).
Как правило, резервный возбудитель не имеет автоматиче-
ского регулятора возбуждения, а оборудуется моторным шунто-
вым регулятором с дистанционным управлением. Форсировка
возбуждения турбогенератора осуществляется при работе с ре-
зервным возбудителем путем шунтирования большей части
активного сопротивления, регулирующего ток возбуждения
возбудителя.
Прежде всего следует рассмотреть вопрос о поддержива-
нии скорости вращения резервного возбудителя при выбеге. Воз-
можны два случая: использование собственной кинетической
энергии резервного возбудителя или его выбег с турбогенера-
тором АЭС. Как показали расчеты, в первом случае, даже при
учете кинетической энергии маховиков, устанавливаемых на не-
которых резервных возбудителях, не удается обеспечить воз-
буждение турбогенератора в течение нескольких минут. Во вто-
ром случае скорость вращения резервного возбудителя совпа-
дает со скоростью генератора, а длительность выбега — с дли-
тельностью выбега прочей асинхронной нагрузки, т. е. возбужде-
ние выбегающего генератора обеспечивается. Для возможности
использования выбега любого из генераторов станции от одного
резервного возбудителя схему подключения резервного возбу-
дителя со стороны переменного тока целесообразно осущест-
влять аналогично принятой на стороне постоянного тока, т. е.
развилкой к секциям с. н. всех генераторов.
Если резервный возбудитель выполнен по схеме с параллель-
ным самовозбуждением, то этот случай ничем не отличается
101

от случая выбега с рабочим возбудителем без учета работы
автоматического регулятора, и напряжение выбегающего гене-
ратора можно найти по формуле (4-5). Если обмотка возбужде-
ния питается от подвозбудителя, то для использования энергии
выбега необходимо переключить обмотку возбуждения возбуди-
теля или подвозбудителя на аккумуляторную батарею.
Таким образом, из рассмотрения различных систем возбу-
ждения турбогенераторов следует вывод, что все они приспо-
соблены для использования энергии выбега без принципиальных
изменений штатной системы и позволяют регулировать напря-
жение выбегающей системы по необходимому закону (4-3 или
4-4).
Построение кривой совместного выбега трубогенератора
с механизмами с. н. Общая мощность, расходуемая в выбе-
гающей системе, складывается из полезной мощности, по-
требляемой выбегающими механизмами, и всех видов ме-
ханических и электрических потерь в турбине, генераторе,
трансформаторах, двигателях и механизмах. Целесооб-
разно рассмотреть отдельные виды потерь и оценить их
влияние на выбег, т. е. определить их изменение в процессе
выбега.
При определении полезной мощности механизмов следует
пользоваться заводскими кривыми моментов сопротивления вы-
бегающих механизмов, а при их отсутствии, учитывая, что боль-
шая часть участвующих в выбеге механизмов имеет вентлятор-
ную характеристику, можно принимать для расходуемой мощ-
ности и момента сопротивления кубическую и квадратическую
зависимости от скорости вращения соответственно (табл. 4-2),
учитывая коэффициент загрузки механизма в режиме, предше-
ствовавшем выбегу. Если выбегают насосы, работающие на про-
тиводавление, например, питательные насосы высокого давления,
то следует учитывать, что до закрытия обратного клапана в диа-
пазоне скорости вращения 1—0,75 о. е. характеристика момента
сопротивления резко отличается от вентиляторной и представ-
ляет собой зависимости более высокого порядка (степень зави-
симости момента от скорости вместо 2, становится равной 3—7
и даже выше в зависимости от величины противодавления).
Обратный клапан закрывается при скорости вращения около
0,75-f-0,95, после чего характеристика момента сопротивления
соответствует квадратичной зависимости от скорости. Следова-
тельно, расчету выбега должен предшествовать анализ работы
выбегающих механизмов.
Среди потерь в выбегающей системе особое место занимают
потери в стали и потери на возбуждение, так как они сущест-
венно зависят от закона изменения напряжения генератора от
скорости. Потери в стали всех электрических машин и аппара-
тов, входящих в выбегающую систему, в начале выбега прини-
маются по каталожным значениям. Известно, что для электро-
102
технических сталей потери (АЯСт) пропорциональны квадрату
индукции (В) и частоте (f) в степени 1,3.
АРСТ^Б2/1'3, (4-8)
где все величины выражены в относительных единицах.
Поскольку индукция в стали прямо пропорциональна прило-
женному напряжению и обратно пропорциональна частоте (ско-
рости вращения), то (4-8) можно представить в виде
АРсТ~-^ (4-9)
/Г'
Зная зависимость Ur = f(ti), можно получить, например, для слу-
чая Ur~n (условие 4-3) ЛРСт~^1,3, а для случая Ur~n2 (усло-
вие 4-4) ДРст~^3'3, откуда наглядно видно, что регулирование
напряжения согласно (4-4) способствует снижению потерь в вы-
бегающей системе и увеличению времени выбега. Известно, что
потери на возбуждение пропорциональны квадрату тока в об-
мотке ротора генератора (7Р) и сопротивлению обмотки возбу-
ждения Гр! ЛЯвоаб = /р2''р.
Поэтому характер изменения этого вида потерь от скорости
определяется зависимостью тока ротора от числа оборотов вы-
бегающего генератора. Ранее было показано, что при любой си-
стеме возбуждения при выполнении условия (4-3) ток ротора
должен сохраняться неизменным при выбеге (за счет действия
регуляторов) и поэтому ДРВозб~^°, т. е. АЯВозб = const.
Если же выполняется условие (4-4), то ток ротора должен
изменяться пропорционально скорости вращения и тогда
АРвозб~П2-
Остальные виды потерь в турбине и генераторе и их зависи-
мость от скорости вращения (табл. 4-2) определяется по дан-
ным завода-изготовителя. В виде примера в табл. 4-2 произве-
ден расчет по изложенной методике суммарного момента сопро-
тивления при совместном выбеге турбогенератора мощностью
200 Мет с четырьмя бессальниковыми ГЦН номинальной мощ-
ностью 1750 кет каждый. Потери и моменты сопротивления при-
няты, исходя из регулирования возбуждения выбегающего гене-
ратора по условию (4-3).
На основании зависимости суммарного момента сопротивле-
ния от скоростей вращения (табл. 4-2) может быть рассчитана
кривая выбега, представляющая собой зависимость изменения
скорости вращения выбегающей системы от времени
п
* = т'[%- (4"10)
где t — время, сек; п — скорость вращения, отнесенная к номи-
р
нальной, о. е.; тс = —- — суммарный момент сопротивления, о. е.;
п
103

Таблица 4-2
Расчет потерь и суммарного момента сопротивления для случая
совместного выбега турбогенератора К-200 + ТВВ-200 и четырех ГЦН
при линейном изменении напряжения генератора на выбеге (UT ~ п)
Вид потерь
Потери при
нормальной
скорости
Потери
при
ско-
рости п
100/1°
211 п
306 п3
250 л!'5
515 п
950 п3
616 rt*'3
800 я1'3
7000 п3
—
-
Значения потерь
тивления при
0,8
100
169
157
180
412
487
462
580
3600
6147
0,57
0,715
0,6
100
127
66
115
309
205
317
380
1510
3129
0,29
0,486
и момента сопро-
скорости, о. е.
0,4
100
84
20
63
206
61
187
210
448
1379
0,128
0,321
0,2
100
42
3
23
103
8
76
80
56
491
0,046
0,229
Потери на возбужде-
ние, кет
Потери в подшипни-
ках генератора, кет . . .
Потери на трение и
вентиляцию в генерато-
ре, кет
Потери в упорном под-
шипнике турбины, кет
Потери в опорных под-
шипниках турбины, кет
Потери на трение и
вентиляцию турбины,
кет
Потери в стали гене-
ратора, кет
Потери в стали транс-
форматоров блока и с. н.,
кет
Мощность потребляе-
мая ГЦН, кет
Суммарная мощность
потерь, кет
То же, о. е
Суммарный момент со-
противления, о. е
100
211
306
250
515
950
616
800
1750X4 = 7000
10 748
1
Рс— суммарная тормозная мощность, о. е.; Та-
2 GD2n2
364РС
механическая постоянная времени выбегающей системы, приве-
денная к суммарной тормозной мощности в начале выбега, сек.
Суммарный момент сопротивления сложным образом зави-
сит от скорости вращения и, например, при линейном изменении
напряжения генератора на выбеге (Ur~n) может быть пред-
ставлен в следующем виде (см. табл. 4-2):
гпс- An + Вп"'ь + Сп^6 + Dn~l + E,
(4-11)
где Л, В, С, D, Е — коэффициенты, равные относительным зна-
чениям сопротивления от разных видов потерь при п=\\ А—
в случае нагрузки с вентиляторным моментом, на трение и вен-
тиляцию в турбине и генераторе; В — в упорном подшипнике
турбины; С — в стали генератора и трансформатора; D — в ро-
торе; Е — в подшипниках генератора и в опорном подшипнике
турбины.
Для аналитического нахождения кривой выбега значение
(4-11) необходимо подставить в (4-10) и произвести интегриро-
вание, однако получающийся интеграл не приводится к таблич-
ному виду и не выражается через элементарные функции.
104
оя U-
0,6
VV
-Jr-
5^г
^?/^
Jy^
^S^rr
0,4
оя\— —
100
200
Рис. 4-6. Зависимость скорости
вращения и напряжения вы-
бегающего турбогенератора
мощностью 200 Мет от вре-
мени
1 — скорость и напряжение при
выбеге под нагрузкой при Ur ~ п;
2 — скорость при выбеге под на-
грузкой при Ur-n2; 3 — скорость
при выбеге без нагрузки при [) г~
~-п; 4 — напряжение при выбеге
под нагрузкой при Ur^n7> 5 — до-
300 400 (,сен
пустимое изменение напряжения
-выбегающего генератора из усло-
вий устойчивости асинхронной нагрузки с вентиляторным моментом сопротивления
#н = 2) при Ur- п2; 6 — то же при Uг~ п; 7 — допустимое изменение напряжения выбе-
гающего генератора из условий устойчивости синхронной нагрузки с вентиляторным
моментом сопротивления при Ur~~n; 8 — то же при Uг~ п2
В этом случае кривую выбега целесообразно получить, вы-
полняя численное интегрирование в следующем виде:
t-
An
(4-12)
где An — изменение скорости вращения, о. е., в пределах кото-
рого значение момента сопротивления можно считать неизмен-
ным. Тогда по данным табл. 4-2 можно найти время выбега до
интересующей нас скорости (например от п=\ до п = 0,2) и
в соответствии с формулой (4-14) построить кривую выбега
(рис. 4-6).
г;^из:5:3-0002-2б2^;
364-10748
^262
1 -0,8
+
0,8 — 0,6
0,6 — 0,4
1 + 0,715 0,715 + 0,486 0,486 + 0,321
0,4 — 0,2
0,321 +0,229
= 262 (0,234 + 0,333 + 0,5 + 0,725) = 470 сек.
Построение кривой выбега по (4-11) получается тем точнее,
чем на большее число интервалов разбивается весь возможный
диапазон изменения скорости вращения агрегата. Предлагае-
мая методика дает хорошее совпадение с результатами натур-
ных испытаний. Как указывается в [12, 13], при снятии кривых
выбега турбогенераторов мощностью 30 и 100 Мет при различ-
ных нагрузках и законах регулирования напряжения наиболь-
шее расхождение опытных и расчетных данных не превышало
10%, что можно считать вполне приемлемым для практических
расчетов.
105

Кривая выбега n = f(t) в сочетании с известным законом из-
менения напряжения от скорости вращения Ur = f(n) позволяет
построить кривые изменения напряжения генератора во времени
Ur = f(t) путем простого пересчета (кривые /, 4 на рис. 4-6).
Из рис. 4-6 видно, что регулирование напряжения в процессе
выбега пропорционально квадрату скорости (кривая 2) позво-
ляет увеличить время выбега по сравнению с регулированием
напряжения пропорционально скорости (кривая /), но запас
устойчивости нагрузки при этом снижается, т. к. кривая 4 про-
ходит ниже кривой 1.
В некоторых случаях возникает необходимость не в продле-
нии времени выбега, а в его сокращении, поскольку, как указы-
валось в гл. 1, производительность циркуляционных механизмов
при аварийном расхолаживании должна изменяться примерно
по тому же закону, что и остаточные тепловыделения (рис. 1-6).
В этом отношении избыточная производительность ГЦН на вы-
беге может вызвать недопустимые градиенты температур и тер-
мические напряжения в ядерной энергетической установке [2, 3].
Как следует из рис. 4-6, для уменьшения производительности
выбегающих механизмов можно рекомендовать: переход от за-
кона регулирования напряжения (4-1) к закону (4-3); срыв ва-
куума в турбине; увеличение момента сопротивления, когда на
выбеге остается необходимое число механизмов собственных
нужд, не участвующих в аварийном расхолаживании.
Кроме формулы (4-12), позволяющей найти общее время вы-
бега от номинальной скорости п=1 до интересующего нас зна-
чения п методом последовательных интервалов, можно получить
приближенное аналитическое выражение, если представить вы-
ражение для момента сопротивления (4-11) в виде, удобном для
интегрирования по выражению (4-10). Например, если поло-
жить показатели степени «п» у второго, третьего и четвертого
членов (4-11) равными нулю, то
тс=А(п2+а), (4-13)
rnea=(B + C + D Е)/А.
и интеграл (4-10) приведется к табличному виду, и для времени
выбега от номинальной скорости до скорости п, о. е., получим
* = -%=(arctg-i— arctg'-M. (4-14)
Л У а \ а a J
Поскольку с уменьшением скорости в соответствии с (4-13)
момент сопротивления будет снижаться несколько медленнее,
чем в случае (4-11), то значение времени выбега, определенное
по (4-14), даст несколько преуменьшенное значение по сравне-
нию с расчетом по точной формуле (4-11), но это расхождение,
даже при п = 0,2, не превышает 5%.
Для того, чтобы выделить на рис. 4-6 располагаемое время
выбега, необходимо определить критические условия, при кото-
106
рых нарушается устойчивость нагрузки. Критические условия
оказываются различными в зависимости от типа двигателя, мо-
ментной характеристики приводимого во вращение механизма
и характера изменения напряжения при выбеге.
Максимальный электромагнитный момент асинхронного ко-
ррткозамкнутого двигателя шэ. макс согласно [31] равен
т,м.кс = ^ = -^. (4-15)
/2
где &н — кратность максимального момента при номинальных
напряжении и частоте, как правило, Ьп = 2\ [УД=(УГ—напряже-
ние, подводимое к двигателю в процессе выбега, о. е.; f~n —
частота питающего напряжения, о. е.
В случае механизма с вентиляторной характеристикой
тс~п2,
и критические условия определяются из равенства
^с = ^э.макс, Откуда
U7 = -?=~0Jln2. (4-16)
У Ьн
Построение кривой критического напряжения на выбеге
в функции времени не представляет труда. Для этого по харак-
теристике n = f(t) (например, кривая 2 на рис. 4-6) определяется
значение п, соответствующее данному t и производится пере-
счет по (4-16), в результате чего получается кривая 5. Кри-
тическое напряжение должно быть меньше напряжения выбе-
гающего генератора; точка их пересечения определяет время
совместного выбега до «опрокидывания» электродвигателя. На
рис. 4-6 кривую 5 нужно сравнивать с кривой 4У а кривую 6
с кривой 1.
Если в процессе выбега напряжение генератора никогда не
становится ниже критического (рис. 4-6), то продолжительность
совместного выбега ограничивается технологическими соображе-
ниями и, в частности, моментом перехода на естественную цир-
куляцию, когда циркуляционные механизмы можно остановить,
или временем восстановления питания от автономного источ-
ника. Именно так обстоит дело для электромашинной (с кор-
ректором), высокочастотной и ионной (с необходимыми изме-
нениями) систем возбуждения, обеспечивающих выполнение
критических условий до тех пор, пока не происходит «срыв»
в работе возбудителей (выход* на горизонтальный участок ха-
рактеристики регулятора у электромашинной и высокочастотной
систем или срыв управления вентилями у ионной, что обычно
имеет место при £/г^0,15).
В таких случаях за продолжительность совместного выбега
можно принимать время от его начала до «срыва» возбуждения.
Если в процессе выбега напряжение становится ниже критиче-
107

ского, то продолжительность совместного выбега определяется
моментом времени, при котором происходит пересечение соот-
ветствующих характеристик (например, 5 и 4 на рис. 4-6).
В некоторых случаях для привода циркуляционных механиз-
мов с. н. АЭС применяются синхронные электродвигатели. Элек-
тромагнитный момент синхронного двигателя для любого зна-
чения скорости вращения может быть получен [13] из выра-
жения
тэ = Щ± sin9 +^L /-L L\ Sin 20, (4-17)
Xd* 2П \Xd Xq)
где Еа* — э. д. с. за синхронной реактивностью; xd*, xq* — син-
хронные реактивности по продольной и поперечной оси; 0 — угол
между напряжением и э. д. с. за синхронной реактивностью.
Все величины, входящие в (4-17) и отмеченные звездочкой,
выражены в относительных единицах и приведены к соответ-
ствующему значению относительной скорости вращения.
Это приведение осуществляется следующим образом:
E*d = Edn\ x*d = xdn\ x*q = xqn, (4-18)
где все параметры без звездочек соответствуют синхронной ско-
рости вращения.
Для неявнополюсного двигателя (с цилиндрическим рото-
ром) реактивная составляющая синхронного момента, опреде-
ляемая вторым членом (4-17), равна нулю (ха = хд), и он может
удерживаться в синхронизме только при определенной величине
тока возбуждения двигателя. Поэтому для таких двигателей
следует ожидать сравнительно быстрого выпадения из синхро-
низма, так как возбудители синхронных двигателей при сниже-
нии скорости вращения довольно быстро переходят на неустой-
чивую часть нагрузочной характеристики и не обеспечивают
необходимой величины тока ротора двигателя. Синхронный мо-
мент неявнополюсного двигателя [первый член в (4-17)] падает
очень быстро: по данным натурных испытаний выбега электро-
двигателя типа СТМ-1500-2 срыв возбуждения при работе фор-
сировки двигателя происходит при п = 0,56 [13], что исключает
возможность полного использования выбега. В некоторых слу-
чаях срыв возбуждения двигателя может произойти и значи-
тельно раньше (при лг = 0,9 в рассматриваемом в [13] случае),
если напряжение выбегающего генератора не успевает снизиться
до уставки срабатывания форсировки возбуждения двигателя.
После выпадения из синхронизма совместный выбег неявнопо-
люсного синхронного двигателя может происходить за счет его
асинхронного момента, и тогда критические условия опреде-
ляются из (4-16).
Для явнополюсного синхронного двигателя синхронная со-
ставляющая электромагнитного момента (первый член в 4-17)
108
также очень быстро снижается до нуля и дальнейший его выбег
происходит только за счет реактивного момента, максимальное
значение которого с учетом (4-18) равно
w---# (i-i)- - (4-19)
Поскольку усредненные значения параметров для явнополюе-
ных двигателей равны [31]: л^1,4; xq~0fixd, то (4-19) пере-
пишется в виде
0 2AU2
т3.ш*с~^-г±- (4-20)
В случае механизма с вентиляторной характеристикой в со-
ответствии с (4-19)
U
кр_
"V:
2XdXq
Xd — X
£/гкр^2,15 п*.
Эти формулы справедливы до значения скорости, ниже кото-
рой синхронная составляющая электромагнитного момента об-
ращается в нуль, т. е. 0</г^0,56.
В соответствии с изложенным на рис. 4-6 построены кривые
критического напряжения при регулировании напряжения по
критерию Uv~n (кривая 7) и по критерию Uv~n2 (кривая 8).
Поскольку кривая 8 проходит выше кривой 4, то при регулиро-
вании напряжения выбегающего генератора по второму крите-
рию длительный совместный выбег за счет синхронного реак-
тивного момента не обеспечивается; при использовании критерия
Ur~n этого недостатка нет. После выпадения из синхронизма
явнополюсный синхронный двигатель также может продолжать
выбег в асинхронном режиме.
Образование импульса аварийного расхолаживания при ис-
пользовании выбега турбогенераторов. В схемах аварийной
защиты практически всех энергетических реакторов предусмат-
ривается аварийное прекращение реакции по импульсу обесто-
чивания механизмов, обеспечивающих отвод тепла из активной
зоны. Выдержки времени на срабатывание аварийной защиты
по этому импульсу (A3 1-го рода) и способ образования послед-
него различны для различных типов реакторов. В некоторых
случаях A3 срабатывает без* выдержки времени, а иногда
удается создать выдержку, достаточную для срабатывания
автоматического ввода резервного питания (АВР) циркуляцион-
ных механизмов. В некоторых случаях импульс образуется при
одновременном обесточивании всех циркуляционных механиз-
мов, а иногда оказывается необходимым срабатывание A3 при
обесточивании части механизмов.
109

Решающим, с точки зрения безопасности реактора, является
не обесточивание циркуляционных механизмов, а недопусти-
мое снижение циркуляции теплоносителя. Поэтому всегда сле-
дует отдавать предпочтение первичному импульсу, сигнализирую-
щему об этом. К сожалению, ряд причин ограничивает возмож-
ность получения такого импульса (инерционность измеряющих
расход приборов, конструктивные и схемные затруднения и т. д.).
Для некоторых типов реакторов оказывается достаточным
импульс, сигнализирующий об исчезновении напряжения на
части или всех секциях шин с. н., питающих циркуляционные
механизмы. Примером этому может служить Белоярская АЭС
(I блок), на которой оказалось даже возможным осуществить
выдержку времени на A3 по обесточиванию на время действия
АВР питания шин с. н. Естественно, что такой импульс неприем-
лем, если предусматривается использование выбега трубогене-
раторов, т. к. при этом напряжение на секциях шин с. п.,
подключенных к выбегающим генераторам, длительно поддер-
живается (то же происходит при наличии на шинах с. н.
синхронной нагрузки). В таких случаях могут использоваться
параметры косвенного характера, например, величина активной
мощности, потребляемой ГЦН из сети питания с. н. (такой
импульс использован на Ново-Воронежской АЭС), которая
косвенно характеризует расход теплоносителя), или величина
скорости изменения частоты (такой импульс используется на
АЭС Богунице в ЧССР). В последнем случае оказывается
возможным предвидеть последствия аварии по недопустимо
большой скорости изменения частоты; косвенно этот импульс
характеризует изменение расхода теплоносителя.
Импульс исчезновения напряжения питания циркуляционных
механизмов является необходимой частью импульса, сигнали-
зирующего о начале режима аварийного расхолаживания, но его
одного недостаточно. Он должен быть дополнен импульсами,
сигнализирующими о прекращении доступа пара в турбины (сра-
батывание стопорных клапанов).
4-2. Пуск и самозапуск электродвигателей собственных нужд
от автономных источников питания
Особенности самозапуска от автономных источников. Как
уже отмечалось во второй и третьей главах, при возникновении
режима аварийного расхолаживания секции надежного питания
II группы отделяются соответствующими выключателями от
рабочих или резервных источников питания (рис. 2-6, 3-1), и
к ним остаются подключенными (непосредственно или через
трансформатор 6/0,4 кв надежного питания) только электро-
двигатели тех механизмов, которые участвуют в аварийном
расхолаживании. Поскольку от дизель-генераторов с автома-
тическим пуском напряжение на секции надежного питания
110
может быть подано в лучшем случае через несколько десятков
секунд, приходится иметь дело с наиболее тяжелым случаем
группового самозапуска полностью затормозившихся двигате-
лей. В этом состоит первое отличие самозапуска электродвига-
телей сети надежного питания II группы при аварийном обесто-
чивании от самозапуска при действии АВР. Последний про-
исходит при переходе на резервный источник или при коротком
замыкании в сети с. н. при сохранении питания от системы, когда
перерыв электроснабжения определяется временем действия
АВР или соответствующей защиты и не превышает 1—2,5 се/с,
вследствие чего скорость двигателей с. н. при групповом выбеге
снижается всего на 10—30%.
Второе отличие состоит в том, что при обычном самозапуске
можно считать неизменным и равным номинальному напряже-
ние на высшей стороне трансформатора собственных нужд,
тогда как в условиях самозапуска от автономного источника
с мощностью, соизмеримой с мощностью нагрузки (табл. П-4,
П-9) напряжение на шинах в процессе самозапуска значительно
ниже нормального и изменяется по величине. Поэтому при
расчете самозапуска необходимо учитывать не только электро-
механические переходные процессы в двигателях, но и переход-
ный процесс в генераторе.
При рассмотрении схемы надежного питания по рис. 2-9 отмечалось, что
условия самозапуска от автономных источников можно значительно облегчить,
если создать логическое устройство, которое в режиме аварийного расхола-
живания производит поочередной пуск необходимых электродвигателей по
заранее намеченной программе. По сравнению с групповым самозапуском это
усложняет автоматику, и по возможности нужно стремиться к созданию усло-
вий успешного группового самозапуска.
Третье отличие состоит в том, что если из условий надеж-
ного сохранения технологического режима работы блоков (как
ТЭС, так и АЭС) при их номинальной нагрузке длительность
самозапуска ответственных электродвигателей не должна пре-
вышать 10—12 сек, то при самозапуске потребителей II группы
в режиме аварийного расхолаживания от автономных источни-
ков допустимое время самозапуска определяется из условий на-
грева двигателей и автономного генератора и может составлять
30—35 сек.
Известно, что на блочных электростанциях допустимое на-
пряжение на шинах самозапускающихся электродвигателей
составляет [18]
U*™ 0,58-^-0,6,
причем только в том случае, если перерыв в подаче питания
не превышает 3 сек. Поэтому в рассматриваемом случае, когда
перерыв питания значительно больший, при получении значе-
ний напряжения, близких к указанной величине, необходим
уточненный расчет самозапуска.
111

ДГ-4000
тс-юоо
Рис. 4-7. Схема самоза-
пуска потребителей II
группы: а — расчетная;
б — схема замещения
Методика расчета группового пуска и самозапуска с учетом
переходных процессов в двигателях и автономном генераторе.
Покажем применение методики расчета самозапуска на примере
сети надежного питания (табл. П-9), состоящей из дизель-
генератора ДГ-4000, двух аварийных питательных насосов
(АПН), насоса технической воды охлаждения реактора (НТВ)
и трансформатора надежного питания (рис. 4-7).
Сопротивление всех элементов схемы целесообразно отнести
к номинальным параметрам автономного генератора
^н. дв SH.
Г/н.
UкРн. т *->н. i
х„в = и^ ^±КТ, (4-21)
1 1005„.т ul г '
где UH. дВ, UH, т — номинальное напряжение двигателей и обмотки
высшего напряжения трансформатора; /н. дв — номинальный ток
двигателя; /Сп — кратность пускового тока двигателя (рис. 4-8).
UK — напряжение короткого замыкания трансформатора, %;
/Ст — коэффициент трансформации между шинами генераторного
напряжения и шинами двигателя.
Если пренебречь разницей между £/„. г и £/н. дв (с учетом
/Ст), то формулы (4-21) примут вид:
*- = FT^; ^Hoof51-'* (4-22)
An «jh. дв 1ии ^н. т
где 5Н.дв— Т^З/н.дв^н.дв —полная мощность двигателя, кв-а.
Общее сопротивление всех механизмов, участвующих впуске
хП, в соответствии с рис. 4-7, б, составляет
_L = _i_ + ^_+ ! ,
*п *АПН *НТВ ' *Т + ЛГДВ
(#дв = сопротивление эквивалентного двигателя 0,4 кв).
1 5
Величина — = —— называется условной мощностью на-
грузки, подключенной к генератору, и определяет установив-
шееся значение его напряжения (рис. 4-9). Дизель-генераторы,
как правило, снабжаются автоматическим регулятором напряже-
112
1,0 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0о.е.
Рис. 4-8. Зависимость кратности пу- Рис. 4-9. Напряжение статора гене-
сковых токов двигателей от скорости ратора в установившемся режиме
вращения в зависимости от условной мощ-
1 — аварийный питательный насос с дви- HOCTU нагрузки оп/он.г а кратности
гателем АТД-800; 2 — насос технической форсировки (!в/1в.п)
воды охлаждения реактора с двигателем
АВ-16-41-16
ния и релейной форсировкой возбуждения с кратностью, равной
двум. При включении генератора, работающего вхолостую
(f/H.r = £/d), на шины нагрузки, в первый момент времени регу-
лятор напряжения и релейная форсировка не успевают срабо-
тать, и из условия £'d = const
(4-23)
U =ЕИ
нач а
\ + хп
где E'd — э. д. с. за переходной реактивностью (х'а). Поскольку
при пуске значение £/нач обычно получается ниже уставки
срабатывания релейной форсировки возбуждения, то установив-
шееся значение напряжения UyCT больше начального и опреде-
ляется по кривым рис. 4-9 по данному значению условной мощ-
ности и кратности форсировки.
Изменение напряжения генератора, а значит и напряжения
на шинах нагрузки от начального значения до установившегося
происходит практически по экспоненциальному закону с по-
стоянной времени Т'а\
(4-24)
1/р.сч=1/уст-(^уст-£/«,)« 'Ч
xd
где T'd = Tdo постоянная времени обмотки возбуждения
xd
при замкнутом статоре.
Практически можно считать процесс установившимся через
три постоянные времени (t = 3T'd), и при значении Г'д =1,5-4-
-4-2,5 сек время достижения установившегося значения напряже-
ния может оказаться соизмеримым с временем разгона двига-
телей. Поэтому одного условия
Цнг UVCT> [/Г (4-25)
кти
н. дв
уСТ
113

может оказаться недостаточно для успешного самозапуска,
в особенности если
-^- ^„ач < ^сз°П. (4-26)
Ат1/н. дв
и в этом случае необходим подробный расчет разворота каж-
дого электродвигателя. В случае, если
т^-£/„ач>£/Г, (4-27)
At. U н.дв
условия самозапуска, как правило, обеспечиваются.
Прежде чем переходить к изложению уточненной методики разворота
электродвигателей, проиллюстрируем сказанное численным примером. Примем
следующие параметры электрооборудования, участвующего в самозапуске.
Для ДГ = 4000; 5Н.Г = 4370 кв-а; UH.r = 6,3 кв; coscp = 0,8; Г<*о = 7,1 сек;
7У=1,4 сек; х/ = 0,288; *d = l,52.
Для АПН: ^апн=800 квт' ^н.Дв = 6 кв; /н.дв = 92 a; cos <р=0,89; Та =
= 1,95 се/с; /Сп = 5,5 (рис. 4-8); п = 3000 об/мин; GD2 = 0,057 т-.м2.
Для НТВ: Рнтв 800 кет; £/н.дв = 6 кв; /н.дв = Ш a; coscp = 0,74; Ku =
= 4,2 (рис. 4-8); /г = 375 об/мин; GD2 = 3,2 тм2; Га = 1,92 сек.
Для ТС-1000: 5н.т=1000 кв-а; UH.r = 6,0 кв; UK = S%; /CT = 6/0,4.
Заменим нагрузку 0,4 кв эквивалентным двигателем мощностью Рн.дв =
= 500 кет, cos ф = 0,8 при кратности пускового тока /Сп = 4,0.
В соответствии с (4-21) и (4-22) получим xAnH=0J6\ Л'нтв = 0,824; х7 =
= 0,317; хДв = 1,75 и далее 1/хп = 4,2 и д:п = 0,24.
Находим UHa4 по (4-23): £/нач = 1 -0,24/0,288 + 0,24 = 0,45 и по рис. 4-9 при
1/хп = 4,2 и /в//в.н = 2, (/уст = 0,65.
Проверяем условия самозапуска: £/н г^нач/(/Ст^н д) =6,3 : 6-0,45 = 0,472<
<0,58, £/н.г^Уст/(/(т£/н.дв) =6,3 : 6-0,65 = 0,682>0,58.
Таким образом, налицо сочетание условий (4-25) и (4-26), и необходим
уточненный расчет возможности разворота двигателей.
Определение времени разворота отдельных электродвигате-
лей и успешности или неуспешности пусковой операции произве-
дем методом последовательных интервалов с учетом электро-
механических переходных процессов в двигателях и переходных
процессов в генераторе, с учетом регулятора напряжения и фор-
сировки возбуждения. Отметим, что существующие методики
[32] учитывают либо один, либо другой из перечисленных пере-
ходных процессов. Характеристики электромагнитного момента
и момента сопротивления для двигателей, участвующих в само-
запуске, представим в графическом виде (рис. 4-10). (Характе-
ристика момента сопротивления для простоты не учитывает
начальный момент трения и наличие противодавления насоса.)
В процессе расчета задаемся расчетным интервалом времени
А/, в пределах которого можно считать неизменными значения
электромагнитного момента двигателя, момента сопротивления
механизма и напряжения генератора (Д£ = 0,25-М сек в зави-
симости от требуемой точности расчета). При ^ = 0 все двигатели
неподвижны (/z = 0), и в соответствии с рис. 4-8 находим крат-
ность пускового тока Кп для каждого из них. Полученные зна-
чения позволяют определить сопротивления двигателей (4-21)
114
Рис. 4-10. Зависимости электромаг-
нитного момента двигателя аварий-
ного . питательного насоса при но-
минальном напряжении, и момента
его сопротивления от скорости вра-
щения
/ —m3-f(n); 2-mc=f(rt)
о.с
ив,
1,6
1А
1,2
1,0
0,8
0,6\
0,4
0,2
,тэ
\тп
I
iJ-
J*f
^
1
/
+
7\
/\
п\
О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 о.&
и (4-22), общее сопротивление участвующих в самозапуске по-
требителей и условную мощность нагрузки. Далее согласно
(4-23) и рис. 4-9 находим значения напряжения в начале пуска
и установившееся значение напряжения при данной нагрузке
и кратности форсировки. Величину расчетного напряжения
в конце первого интервала (£/раСч) определяем по (4-24) при
значении t = At.
Вращающий момент каждого электродвигателя, соответст-
вующий напряжению £/раСч, определим по формуле:
тРасч — т*(п и"'Л :
ЛЛп*и*
расч7
(4-28)
воспользовавшись зависимостью электромагнитного момента при
номинальном напряжении от скорости (рис. 4-10). Из этого же
рисунка находим и момент сопротивления (тс) при данной ско-
рости. Величина избыточного момента на валу каждого агрегата
тИзб = тГч-тс. (4-29)
Поскольку мы считаем избыточный момент неизменным в пре-
делах расчетного интервала, то приращение скорости (An) за
интервал (At) составит
Ап£ =
МШизб i
(4-30)
где Таг — механическая постоянная времени соответствующего
двигателя, изменение скорости которого рассчитывается; значе-
ние Tai определяют из формулы (4-1). Тогда скорость данного
агрегата в конце данного интервала времени составит
п = п
пред
+ Лп,
(4-31)
где /гИред — значение скорости в конце предыдущего интервала
(в первом интервале япред=0). По новому, отличному от нуля
значению скоростей участвующих в пуске двигателей аналогично
производится расчет второго и последующих интервалов до тех
пор, пока не установится номинальная скорость вращения всех
двигателей или пока не выяснится, что самозапуск невозможен
(п<1, тИЗб^0). При расчете второго и последующего интерва-
лов за величину начального напряжения следует принимать
115

Порядок расчета самозапуска электродви-
Номер
интер-
вала
1
2
3
4
t
0
0 + М
0 + 2А*
0 + ЗА/
*п
По рис.
4-8
*ДВ
По форму-
ле (4-22)
хп
По рис.
4-7,6
' "нач
По форму-
ле (4-23)
' Лет
По рис.
4-9
значение расчетного напряжения в конце предыдущего интер-
вала ( ^р£сч)' и формула (4-24) будет иметь вид
t/pac, = £/ycT-(^ycr-^Scei})exp/'-^-j . (4-32)
Изложенный порядок расчета иллюстрируется табл. 4-3. Всего
таких таблиц должно быть столько, сколько имеется групп
электродвигателей с существенно различающимися условиями
пуска (различные Та и характер моментов тэ и тс).
Если самозапуск всех электродвигателей не обеспечивается,
необходимо или увеличить кратность форсировки, или умень-
шить число участвующих в самозапуске потребителей, или пе-
рейти к поочередному пуску мощных двигателей.
Отметим, что по изложенной методике можно рассчитать
условия пуска и самозапуска электродвигателей от вспомога-
тельных синхронных генераторов собственных нужд (рис. 2-2, в)
или условия самозапуска всей нагрузки с. н. от резервного
трансформатора, получающего питание от выделенного агрегата
ближайшей ТЭС или ГЭС.
Расчет поочередного пуска двигателей с учетом работающих
потребителей. Пуск и самозапуск отдельных электродвигателей
от автономных источников обычно обеспечивается, но дополни-
тельно требуется, чтобы в момент пуска напряжение на шинах
было не ниже 80% от номинального для устойчивой работы ра-
нее включенных потребителей. Методика расчета остаточного
напряжения при пуске в принципе не отличается от изложенной
[формулы (4-21)—4-27)], но имеет особенности, связанные
с учетом действия автоматического регулятора напряжения и
ранее включенной нагрузки. В этом случае при определении
сопротивления двигателей кратность пускового тока ранее вклю-
ченных двигателей принимается равной единице (/Сп=1), а для
пускаемого двигателя определяется по-прежнему из рис. 4-8
(при п = 0).
116
Таблица 4-3
гателей от автономного источника питания
расч
р а с ч
7изб
Дгс
По форму-
ле (4-24)
или (4-32)
При Мпред
+ А*
По рис.
4-10 и фор-
муле (4-28)
По рис.
4-10
По форму-
ле (4-29)
По форму-
ле (4-30)
По форму-
ле
*~'пред т At
С учетом действия регулятора возбуждения напряжение на
шинах нагрузки перед пуском очередного двигателя номиналь-
ное и поэтому £/^>1, т. е.
чнагр
Ed= l+xd-
SH.
где QHarp реактивная составляющая подключенной нагрузки
Рн. дв sinjp_ _j_ РтЭШфнагр
^снагр 2-ь~
(4-33)
СОБф СОБфнагр
где РТ — активная нагрузка на трансформатор надежного пита-
ния, характеризующаяся cos(pHarp.
Продолжая рассмотрение численного примера, предположим, что в пуске
участвует один АПН, а другой АПН и НТВ уже включены и активная на-
грузка на трансформатор надежного питания составляет 500 кет при
cos фнагР = 0,8. Определим напряжение при пуске.
Согласно формулам (4-21) и (4-22) сопротивление ранее включенных дви-
гателей равно при /Сп = 1 : хАПН = 4,2; *нтв = 3,46; хт = 0,317; хдв = 7,0.
Сопротивление пускаемого АПН остается таким, как в предыдущем при-
мере: *апн =0'76-
Тогда пусковая мощность 1/*п = l/*AnH 4~ ^/хнтв
= 2,0; хп = 0,5. Реактивная составляющая нагрузки
' 800-0,456 8000,673 , 5000,6
QHarp~~ 0,89 + 0,74 ' 0,8
Э. д. с. за переходной реактивностью в режиме, предшествующем пуску, и
начальное напряжение на шинах в момент пуска согласно (4-23) равны
_ ( i 0,5
нач
^К + ^дв) f 1/ХАПН
■ = 1510 кв-а.
1510
4970
р' = 1 + 0,288- ^1^=1,1; и„яп = \,\-
■С" ' И07П
(0,288 + 0,5)
0,7.
Установившееся напряжение (по рис. 4-9) с/уст = 1,0.
В первый момент пуска согласно формуле (4-25) напряжение на шинах
нагрузки равно 0,7-6,3/6,0 = 0,74, что меньше допустимого (0,8). Однако в со-
ответствии с (4-24) уже через 0,5 сек напряжение на нагрузке становится рав-
ным 82% номинального и, следовательно, пуск одного питательного насоса
при остальной включенной нагрузке вполне допустим.
117

ГЛАВА ПЯТАЯ
ОСОБЕННОСТИ ГЛАВНЫХ СХЕМ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ АЭС
5-1. О целесообразности объединенных блоков на АЭС.
Известно, что в настоящее время, наряду с ядерными энерге-
тическими установками по схеме моноблоков {19, 20, 21, 25, 26],
широко распространены АЭС с двумя и более турбогенерато-
рами на реактор |[2, 4, 5, 8, 22]. Поскольку в последнем случае
турбогенераторы в пределах одного реактора объединены по
технологической части, в некоторых случаях может оказаться
целесообразным их объединение и по электрической части, как
это показано на рис. 2-2, б, в. При таком объединении в случае
дубль-блоков оба трансформатора объединены с высокой сто-
роны и включаются общим выключателем к распределительному
устройству высокого напряжения. Другим вариантом объедине-
ния является применение трансформаторов с расщепленными
обмотками низшего напряжения. В обоих случаях при объеди-
нении устанавливаются выключатели в цепи генераторов, что
обеспечивает независимый пуск и останов каждого из генера-
торов объединенного блока.
Для определения целесообразности такого объединения вос-
пользуемся методами теории надежности с учетом повреждае-
мости электротехнического и теплосилового оборудования.
В [33] выбор схем электрических соединений распределитель-
ных устройств (РУ) вновь проектируемых электростанций реко-
мендуется производить исходя из минимума затрат на сооруже-
ние РУ данной электростанции и на создание в энергосистеме
дополнительного аварийного резерва, связанного с ее включе-
нием: АЗру — АЗав. р = 0, где А Зру — дополнительные затраты на
сооружение РУ для повышения надежности работы электростан-
ции, в нашем случае — разность стоимости дополнительных
ячеек выключателей высокого напряжения (при отсутствии
объединения) и стоимости ячеек выключателей генераторного
напряжения (при объединенных блоках); А Зав.Р —снижение за-
118
трат на создание дополнительного аварийного резерва в энерго-
системе в случае раздельной работы блоков генератор — транс-
форматор.
Наличие выключателей генераторного напряжения позволяет использо-
вать рабочие трансформаторы с. н. в случае присоединения их между выклю-
чателем генератора и трансформатором блока в качестве пусковых, что
в ряде случаев может уменьшить мощность пускорезервного трансформатора.
В схемах с объединенными блоками один из резервных трансформаторов
с. н. также может быть присоединен в виде ответвления к генераторному
шинопроводу (рис. 5-4,6), что также может привести к снижению стоимости
присоединения резервных трансформаторов, в особенности при наличии на
АЭС одного РУ напряжением 330 кв и выше.
Если определение первой составляющей не представляет
труда, то нахождение величины дополнительной аварийной ре-
зервной мощности при переходе от двух единичных блоков к од-
ному объединенному (АЗав.р) должно выполняться с учетом
разницы частоты потери блоков в обеих схемах. Такой учет
может быть выполнен введением понятия так называемой экви-
валентной мощности энергоблока (не реакторного, а блока
генератор — трансформатор) для рассматриваемых главных схем
АЭС по методике, изложенной в [33]:
Р
бл.экв г бл
2 (k-i)ck6*
= аРбл, (5-1)
^бл J
где Рбл — действительная мощность единичного блока генера-
тор— трансформатор; Сивл — математическое ожидание потери
k блоков из т имеющихся на станции за расчетный период,
обычно принимаемый равным одному году; Сбл — математиче-
ское ожидание всех случаев аварийной потери блоков, начиная
от потери одного блока Сбл и до потери всех блоков ^т бл>
присоединенных к РУ данного напряжения;
т
Сби — 2 ^k бл = ^х бл ~1~ ^2 бл + • • • + Сщ бл'» (5-2)
т — число единичных блоков, присоединенных к РУ данного
напряжения, на проектируемой АЭС; а^1 — коэффициент увели-
чения эквивалентной мощности блока, теряемого в среднем за
расчетный период.
Даже при использовании единичных блоков их эквивалент-
ная мощность Рбл.экв может быть больше действительной Ябл,
т. е. а>1. Например, в случае применения РУ с двойной систе-
мой сборных шин и одним выключателем на присоединение
повреждение любого выключателя приводит к аварии на сбор-
ных шинах и к отключению всех блоков, связанных с этой систе-
мой шин.
В соответствии с (5-1) схемы с единичными и объединенными
блоками характеризуются соответствующими эквивалентными
11?

Рис. 5-1. Зависимость величины необходимого
аварийного резерва в энергосистеме, выражен-
ной в процентах суммарной мощности расчет-
ного числа энергоблоков, от расчетного числа
энергоблоков в системе (п)
1 — для вероятной относительной длительности аварий-
._ ного дефицита мощности в энергосистеме £=0,001; 2 —
10 20 .10 40 шт. то же для £=0,0001
мощностями: Р/бл.тв = а'Рбл'> Р"бл.жв = а"Рбл] причем а">а'
при применении в обоих случаях однотипного РУ.
Можно показать [33, 34], что величина дополнительного
аварийного резерва в схеме РУ с объединенными блоками
ДЯ = Яп+1ДаРбл,
где Да = а"<—а"; Rn+i — относительная величина аварийного
резерва в энергосистеме, имеющей в своем составе п энергобло-
ков расчетной мощности, при включении очередного, (n-f-1) -го
блока, %, определяется по кривым рис. 5-1, заимствованным из
[33]. Как указывается в [33], в современных мощных энергосисте-
мах при определении расчетной мощности и числа п энергобло-
ков учитываются лишь агрегаты мощностью 100 Мет и более.
Тогда необходимая для технико-экономического сопоставле-
ния величина дополнительных затрат на создание аварийного
резерва в схеме с объединенными блоками или, что то же самое,
снижение затрат на аварийный резерв в схеме с раздельной ра-
ботой блоков
ЛЗ.в.р = ДЯС.в=Яя+1ДаРвлС.в, (5-3)
где Сав — стоимость установленного киловатта на тепловой
электростанции, агрегаты которой используются в качестве
резервных, руб/квт.
Величина Да определяется по удельным повреждаемостям
отдельных видов оборудования как электрического, так и
тепломеханического, значения которых могут быть взяты из
[28, 30, 33, 34].
Покажем применение предлагаемой методики на примере схем распреде-
лительных устройств высокого напряжения АЭС. Рассмотрим так называемую
полуторную схему, по которой обычно выполняются РУ напряжением 330 кв
и выше (рис. 2-2,6), и двойную систему шин с одним выключателем на
присоединение, используемую на напряжении 110—220 кв (рис. 2-2, а).
Полуторная схема. Единичные блоки.
120
%
18
16
14
12
10
Г
I
\7 N
V
~~~
У\—
Потеря одного блока может произойти при повреждении генератора,
трансформатора блока, трансформатора собственных нужд, одного из двух
выключателей РУ на присоединении, а также турбины, т. е.
С\ бл = m (К + К + ^ТСН + 2^ВРУ + Чурб)'
где К, А,т, ••-, ^турб — интенсивности отказов генератора, трансформатора,
блока, трансформатора с. н., выключателя РУ, турбины (по табл. 5-1).
К потере двух блоков приводит повреждение реактора, сопровождаю-
щееся срабатыванием его аварийной защиты:
С' - — I
Чбл- 2 %еакт-
Потеря более двух блоков представляется маловероятной, и поэтому
в соответствии с (5-1)
а,= 1 + _С2бл =1 +
G\ бл + ^2бл
0,5Яреакт_
-| "'" ••"«""- (5-4)
^ТСН + 2^ВРУ + Чурб ~^~ °'54>еакт
Объединенные блоки. Допустим, что на АЭС применены ГЦН с боль-
шими маховыми массами, и поэтому присоединение рабочих трансформаторов
с. н. выполнено между трансформатором блока и генераторным выключате-
лем (сплошная линия на рис. 2-2, б). Тогда к потере одного блока приводит
повреждение генератора и турбины:
Cita = m(\. + 4yp6)-
К потере двух блоков (одного объединенного) приводит повреждение
трансформаторов блока, трансформаторов с. н., генераторных выключателей,
выключателей РУ и реактора:
С2 бл = m (К + ^ТСН + ^ВГ + ^ВРУ + °>5^реакт)'
где Хвг—интенсивность отказов генераторного выключателя.
Одновременная потеря более чем одного объединенного блока представ-
ляется маловероятной, и поэтому аналогично (5-4)
а" = 1 + Ч + Ятсн + Явг + явру + °>5Уакт ^ (55
К + Чурб + К + *ТСН + *ЪГ + ^ВРУ + °'5\>еакт
Зная значения а' и а", можно в соответствии с (5-2) — (5-3) произвести
сравнение вариантов.
Схема с двумя системами сборных шин. Для конкретности расчетов пред-
положим, что число отходящих линий равно числу единичных блоков, причем
половина линий и блоков присоединена к одной системе сборных шин, а по-
ловина — к другой.
Единичные блоки. Потеря одного блока может произойти при повреж-
дении генератора, трансформатора блока, трансформатора с. н. и турбины:
с1 бл = m (К + К + ЯТСН + Чурб)'
К потере двух блоков приводит повреждение реактора:
С;бл = 0,5тХреаКт.
К потере половины блоков (т/2) приводит повреждение любого из вы-
ключателей РУ и непроходящее короткое замыкание на любой системе сбор-
ных шин С'ш/гбл =2тАВРу 4-2Яшин. -
121

Тогда в соответствии с (5-4) коэффициент увеличения эквивалентной
мощности блока
<Х' = 1 + (т/2^'1)Ст/2бл+С2бл
С\ бл + С2 бл + Cmj2 бл
= 1 +
(т/2- 1) ^вру + — Хшипj + 0,5Ареакт
Ч + Ч + *ТСН + Чурб + °>5\,еакт + 2^ВРУ + 4" Чин
(5-6)
Объединенные блоки. К потере одного единичного блока приводит по-
вреждение генератора и турбины:
с1бл = МЧ + Чурб)-
К потере двух блоков (одного объединенного) приводит повреждение
трансформаторов блока, трансформаторов с. н., выключателей генератора и
реактора:
С2 бл = т (К + ЯТСН + ЯВГ) + °'5 тЧеакт'
К потере половины единичных блоков приводит повреждение любого из
1,5 т выключателей РУ и непроходящие короткие замыкания на любой си-
стеме сборных шин:
С"тЦ2 бл = !>5 т (Хвру + 2ЬшиН).
Аналогично (5-6) получим:
а" = 1
^-1)(1,5Явру + Аяшин) + Ят + ЯТСН+Явг+0,5^
реакт
К + Чурб + К + ЯТСН + ХВГ + °.5А-реакт + Ь^ВРУ + "^~ \иин
(5-7)
и, далее, располагая значениями о/ и а", можно произвести сравнение вариан-
тов в соответствии с (5-3).
Для других типов РУ (многоугольник, мостик, трансформатор-шины,
схема с двумя выключателями на присоединение и т. д.) путем аналогичных
Влияние повреждаемости оборудования на коэффициенты увеличения
блоков в разных схемах рас-
Повреждаемость оборудования А», год — 1
Генератор
0,1
0,2
Трансфор-
матор кТ
0,02
0,05
Трансфор-
маторе, н.
я тсн
0,002
0,002
Выключа-
тель гене-
ратора
Явг
0,005
0,005
Выклю-
чатель РУ
^вру
0,01
0,05
Сборные
шины
^шин
0,0005
0,0005
Турбина
турб
0,2
0,4
Реак-
тор
реакт
0,3
1,0
122
тыс. руб
80
60
40
20
13ру
\
—v
п
v—[
^
[7^—^
4
/— ■
/ _
\ 2
_-».~. - J
\
U
п
тыс. руб
400
300 Г^
200
100
|дзов.„
■\3ру
\
ч
yL"""
з
п
О 10 20 30 40 50 шт
Рис. 5-3. Границы области целесооб-
разного объединения блоков на АЭС
с двумя турбогенераторами на реак-
тор при применении РУ-330 и 500 кв
по полуторной схеме
1 — при установке на АЭС турбогенерато-
ров 200 Мет; 2 — то же, 500 Мет; 3 —
экономия на стоимости РУ-330 кв; 4 — то
же, РУ-500 кв
0 10 20 30 40 50 шт
Рис. 5-2. Границы области целесооб-
разного объединения блоков на АЭС
с двумя турбогенераторами на реак-
тор при применении РУ-220 кв
с двумя системами шин при общем
числе единичных блоков пг — 4 в за-
висимости от расчетного числа энер-
гоблоков в системе (п)
1 — при установке на АЭС турбогенерато-
ров 100 Мет; 2 — то же, 200 Мет; 3, 4 —
экономия на стоимости РУ-220 кв при
использовании воздушных (3) и масляных
(4) выключателей
рассуждений могут быть выведены выражения для определения эквивалент-
ной мощности единичного блока (5-1).
Проиллюстрируем применение рассматриваемой методики ч-исленными
расчетами для конкретных условий (табл. 5-1 и рис. 5-2, 5-3).
В таблице 5-1 проверено влияние повреждаемости гипотети-
ческого оборудования АЭС на целесообразность объединения
по электрической части турбогенераторов в пределах одного
реакторного дубль-блока.
При этом повреждаемость электрического оборудования и
турбин принята исходя из аварийной статистики ТЭС {28, 30, 34],
Таблица 5-1
эквивалентной мощности объединенных (а") и необъединеных (а')
пределительных устройств АЭС
Двойная система шин
m = 4
а"
1,38
1,51
а'
1,34
1,48
Да
0,04
0,03
m = 8
а"
1,44
1,63
а'
1,42
1,62
Да
0,02
0,01
Полуторная
а"
1,38
1,5
а'
1,36
1,4
Да
0,08
0,1
ш

Рис. 5-4. Возможные варианты
главных схем электрических сое-
динений АЭС с выдачей мощности
в сеть одного напряжения: а — по-
луторная с единичными блоками;
б — полуторная с объединенными
блоками; в — схема многоугольни-
ка с объединенными блоками;
г — схема четырехугольника; д —
схема мостика
а повреждаемость реактора оценена ориентировочно, и приняты
значения по аналогии с котельными агрегатами. Из таблицы и
формул (5-4), (5-5), (5-6) и (5-7) видно, что целесообразность
применения объединенных блоков растет с уменьшением доли
повреждаемости шин и выключателей РУ, трансформаторов
блока и с. н., а также выключателей генераторов по отношению
к суммарной повреждаемости турбогенератора и реактора.
С ростом повреждаемости оборудования в соответствии с фор-
мулой (5-3), рис. 5-1 и данными табл. 5-1 целесообразность
объединенных блоков становится все меньше, причем особенно
резко это проявляется при применении полуторной схемы, когда,
как видно из формулы (5-3), одновременно возрастает Да
(табл. 5-1) и Rn+i (переход с кривой 1 на рис. 5-1 на выше-
расположенную, например, 2). В схемах с двойной системой
шин целесообразность объединения блоков с ростом повреждае-
мости снижается не так резко, потому что с увеличением /?n+i
снижается Да (табл. 5-1), что объясняется возможностью по-
тери половины блоков при авариях РУ, но в любом случае пре-
вышение Rn+x превосходит снижение Да, в результате чего
124
ДЗав р все равно растет с ростом повреждаемости [формула
(5-3)].
Рис. 5-2, 5-3 построены по данным формулы (5-3) и табл.
5-1 при стоимости единицы резервной мощности Сав = 75руб./квт;
на этих же рисунках приведено сравнение вариантов. Из ри-
сунков видно, что в мощных энергосистемах, характеризую-
щихся большим количеством так называемых расчетных энер-
гоблоков, объединение по электрической части в пределах одного
реакторного блока может оказаться вполне целесообразным.
Как видно из рис. 5-4, применение объединенных блоков
(рис. 5-4,6) вместо единичных (рис. 5-4, а) при сохранении
прежнего типа РУ позволяет уменьшить количество ячеек, но
в ряде случаев за счет уменьшения числа присоединений
удается перейти на другую схему соединений (многоугольник
на рис. 5-4, в) и таким образом еще уменьшить количество
ячеек выключателей в РУ. Следует учитывать, что если объеди-
нение блоков позволяет перейти на другой тип РУ, то при опре-
делении целесообразности такого перехода значение а" следует
определять для нового типа РУ. Например, при переходе от
схемы рис. 5-4, а к схеме 5-4, в следует пользоваться для опре-
деления о! формулой (5-4), а для определения а" (5-5) уже не-
пригодна, и ее следует вывести для схемы многоугольника.
Если бы в схеме рис. 5-4,а было только две отходящих ли-
нии, то в случае объединения блоков можно было бы приме-
нить вместо полуторной схемы схему четырехугольника
(рис. 5-4, г) или даже мостика (рис. 5-4, д), что позволило бы
существенно уменьшать стоимость РУ.
Таким образом, в случае перехода на более простые схемы
РУ области целесообразного применения объединения блоков
на АЭС с двумя турбогенераторами на реактор еще расширя-
ются по сравнению с изображенными на рис. 5-3.
Если АЭС выполняется по схеме моноблока, может ста-
виться вопрос о целесообразности объединения двух реакторных
установок по электрической части аналогично тому, как это
делается на тепловых электростанциях [34]. Например, в случае
применения полуторной схемы при единичных блоках может
быть потерян только один блок и поэтому а'=1 [ср. с (5-4)].
При использовании объединенных блоков один блок может быть
потерян при аварии турбогенератора и реактора, и поэтому
t> 1 б л ~tn (Лг + АтурбЧ-Ареакт) •
Объединенный блок может быть потерян при повреждении
трансформаторов блока, трансформаторов с. н., генераторных
выключателей и выключателей РУи тогда С//2бл = т(Ят4-Я сн +
+ % вг+^вру).
В результате (ср. с (5-4) и (5-5)
Да = «"-! = —— Wch+W+W _
г + Чурб + %еакт + К + Чсн + Цг + ^ВРУ
125

Подстановка в (5-8) численных значений интенсивностей
отказов оборудования из табл. 5-1 дает значение Да^0,06,
практически не зависящее от Ки в то время как в случае объ-
единения блоков в ядерных энергетических установках с двумя
турбогенераторами на реактор Aa = 0,8-f-0,l.
Таким образом, при прочих равных условиях объединенные
блоки на АЭС, выполненных по схеме моноблока, еще более
эффективны, чем на АЭС, выполненных по схеме дубль-блока,
причем целесообразность такого объединения тем очевиднее,
чем меньше повреждаемость электротехнического оборудования
АЭС по сравнению с повреждаемостью оборудования паротур-
бинной и ядерной части.
Как и в случае объединения турбогенераторов в пределах
одного реакторного дубль-блока, при росте повреждаемости
оборудования паротурбинной и реакторной части значение Да
понижается, но абсолютная величина дополнительного аварий-
ного резерва будет возрастать, так как с ростом суммар-
ной повреждаемости реакторного блока As =ЯРеакт-Ь^турб + ^г +
+ ЯтАтсн-|-Авру возрастает относительная величина аварийного
резерва в соответствии с рис. 5-1 (переход с кривой 1 на более
высокую кривую 2 в зависимости от Я2
Если на тепловых электростанциях на органическом топ-
ливе нет препятствий по объединению энергоблоков из техно-
логических соображений, то на АЭС этот вопрос может быть
решен после накопления достаточного опыта их эксплуатации.
5-2. Примеры выполнения главных схем электрических
соединений АЭС
По сравнению с ТЭС на органическом топливе АЭС можно
располагать гораздо ближе к месту потребления энергии, что
объясняется легкостью транспортировки ядерного горючего и
меньшей загрязненностью воздушного бассейна в месте ее рас-
положения. Тем не менее, учитывая, что современные АЭС
имеют агрегаты большой единичной мощности (200, 500 Мет
и более), требуют для своей работы мощных источников водо-
снабжения, а их распределительные устройства высокого напря-
жения являются одновременно крупными узловыми подстан-
циями энергосистемы, АЭС обычно выдают свою энергию в си-
стему по линиям высокого и сверхвысокого напряжения.
АЭС могут иметь распределительное устройство для связи
с системой одного напряжения, а могут иметь распределитель-
ные устройства нескольких напряжений, связанные между со-
бой. В первом случае некоторые возможные варианты приведены
на рис. 5-4, причем схемы рис. 5-4,6, в, г, д могут с успехом
использоваться не только при объединенных, но и при единич-
ных блоках. При наличии на АЭС одного распределительного
устройства напряжением 330 кв и выше серьезная проблема
126
Рис. 5-5. Главная схема электрических соединений АЭС с выдачей большей
части мощности в сети 110 и 220 кв и связью с сетью 500 кв
возникает чс включением резервных трансформаторов с. н.,
в особенности при единичных блоках (рис. 5-4,а). В этом слу-
чае оба резервных трансформатора с. н. приходится присоеди-
нять к ближайшим подстанциям системы или распределительным
устройствам соседних ТЭС или ГЭС напряжением не выше
'220 кв.
Следует отметить, что в связи с разработкой трансформа-
тора 63 Мва 330/6,3—6,3 кв появилась возможность присоеди-
нения резервного трансформатора непосредственно к шинам
330 кв станции. Однако высокая стоимость ячеек 330 кв может
заставить принять указанное выше решение.
В случае объединенных блоков один из резервных трансфор-
маторов с. н. может быть присоединен через выключатель в виде
ответвления к генераторному шинопроводу (рис. 5-4,6), другой
же резервный трансформатор по-прежнему придется подсоеди-
нять к ближайшей подстанции энергосистемы, возможно с со-
оружением специальной линии электропередачи.
При наличии на АЭС распределительных устройств двух и
более напряжений главные схемы отличаются большим разно-
образием, причем существенное влияние оказывает способ осу-
ществления связи между сетями разных напряжений: с помощью,
автотрансформатора связи или с помощью повысительных
127

5~6 линии
Рис. 5-6. Возможные варианты главных схем электрических соединений мощ-
ных АЭС с выдачей мощности в сети двух напряжений: а — сочетание полу-
торной схемы и схемы с двумя системами шин в РУ разных напряжений;
б — сочетание полуторной схемы и схемы четырехугольника (мостика)
128
автотрансформаторов, к которым присоединена часть генерато-
ров станции (рис. 5-5, 5-6).
В виде примера на рис. 5-5 приведена возможная схема AdL
с выдачей большей части мощности на напряжении 110 и 220 кв.
Ввиду большого числа присоединений в схемах РУ использована
двойная система сборных шин с обходной с одним выключате-
лем на присоединение. Связь между сетями ПО и 220 кв осуще-
ствляется с помощью повысительных автотрансформаторов бло-
ков а между сетями 220и 500 кв —с помощью автотрансформа-
тора связи. Наличие на станции распределительных устройств
ПО и 220 кв позволяет использовать оба из них для включения
резервных трансформаторов с. н.; они могут присоединяться
также к третичной обмотке автотрансформатора связи и даже,
что менее желательно в данных условиях, в виде ответвления
к генераторному шинопроводу в блоках с генераторными выклю-
чателями. При присоединении резервных трансформаторов с. н.
к третичной обмотке автотрансформатора связи следует учи-
тывать что условия самозапуска электродвигателей механизмов
с н существенно ухудшаются из-за большого индуктивного со-
противления автотрансформатора связи в направлении его тре-
тичной обмотки. Следует также учитывать ухудшение качества
напряжения на шинах с. н., в особенности при связанном регу-
лировании напряжения у автотрансформатора.
При построении главных схем электрических соединении
мощных АЭС следует учитывать, что в энергосистемах СССР
существует две системы сочетания высших напряжении: 6М
и 750 кв или 220 и 500 кв. Именно такие сочетания обычно
и будут встречаться в РУ мощных станций (рис. 5-5, 5-Ь); ис-
ключение представляет случай, когда АЭС расположена на
стыке систем с разными шкалами напряжений и используется
для их связи (330 и 500 кв). В РУ-330 кв и выше обычно ис-
пользуется полуторная схема или схема генератор —трансфор-
матор—линия, а при небольшом числе присоединении — схемы
многоугольников (треугольник —рис. 5-5, квадрат —рис. 5-Ь, О,
пятиугольник или шестиугольник —рис. 5-4,6) и мостиков раз-
личных модификаций (рис. 5-4,а). В схемах на рис. 5-5 и 5-Ь
могут использоваться и объединенные блоки, аналогично тому,
как это показано на рис. 5-4. Из-за трудностей выполнения
повысительных автотрансформаторов с большой мощностью
обмотки низшего напряжения (что необходимо для подключе-
ния мощных генераторов) для связи РУ разных напряжении
обычно используются автотрансформаторы связи, в третичной
обмотке которых можно присоединить один из резервных транс-
форматоров с. н., при этом второй трансформатор следует при-
соединить либо к одному из РУ низшего напряжения (рис. 5-Ь, а),
либо к ближайшей подстанции системы.

ГЛАВА ШЕСТАЯ
РЕЖИМЫ РАБОТЫ АЭС В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
6-1. Влияние режимов работы АЭС на условия работы
электротехнического оборудования и на надежность.
Как и на любой другой станции, эксплуатация электротех-
нического оборудования на АЭС существенно зависит от режи-
мов ее работы и, в частности, от того, в какой части графика
электрической нагрузки системы будет располагаться АЭС:
в базовой, полупиковой или пиковой, будет ли иметь место
остановка турбогенераторов АЭС или целых реакторных бло-
ков в суточном или недельном разрезе, как это происходит даже
у блоков на сверхкритических параметрах пара для ТЭС на
органическом топливе.
Отметим, что с технической точки зрения эксплуатация
АЭС возможна в любом из указанных режимов, благодаря
хорошим регулировочным характеристикам АЭС. Действи-
тельно, у энергетических реакторов отсутствует техниче-
ский минимум нагрузки, а парогенераторно-турбинная часть
имеет хорошие регулировочные характеристики, не усту-
пающие соответствующим характеристикам КЭС среднего
давления с поперечными связями по воде и пару или даже
превосходящие их.
Если АЭС будет располагаться в базовой части графика и
работать с мощностью, близкой к номинальной, в течение всего
промежутка времени между частичными перегрузками ядерного
горючего (в среднем до 9 мес), то при этом возрастают проме-
жутки времени между профилактическими осмотрами и ремон-
тами электротехнического оборудования, зачастую уникального
(главные циркуляционные насосы, СУЗ), что приводит к опре-
деленным трудностям в обеспечении высокой вероятности их
бесперебойной работы за межремонтный период. Наоборот, ра-
бота в полупиковой или пиковой части графика с возможностью
Останова в течение суток или недели облегчает поддерживание
оборудования в работоспособном состоянии, позволяет исклю-
130
чить влияние износовых отказов на надежность, но в то же
время частые пуски и остановы связаны с увеличением количе-
ства коммутаций, что, как показано в главе третьей, может
привести к возникновению аварийных ситуаций вплоть до ре-
жима аварийного расхолаживания. Из перечисленного ясно,
насколько важно знать режим работы АЭС в энергосистеме. Для
решения этого вопроса нужно обратиться к некоторым техни-
ческим и экономическим показателям работы современных
энергосистем и электрических станций, входящих в их состав.
6-2. Влияние структуры себестоимости электроэнергии на режим
работы АЭС
Режим работы электростанции оказывает существенное влия-
ние на себестоимость отпускаемой электроэнергии. Введем по-
нятие коэффициента использования номинальной мощности ф,
характеризующего использование номинальной мощности элект-
ростанции Whom в течение данного интервала времени:
Ф = NcpINE0U,
где iVCp — средняя для данного интервала мощность электро-
станции.
При прочих равных экономических условиях чем меньше ко-
эффициент ф, тем меньше выработка энергии электростанций
и, следовательно, тем больше себестоимость вырабатываемой
электроэнергии. Эта закономерность свойственна любому виду
электростанций, в том числе и АЭС, однако степень влияния ре-
жима работы электростанции (определяемого значением ф) на
себестоимость вырабатываемой электроэнергии сильно зависит
от структуры себестоимости электроэнергии.
Известно, что себестоимость электроэнергии складывается
из переменной, или топливной, состоящей из двух постоянных
составляющих: амортизационной и доли затрат на заработанную
плату. При изменении ф от максимального значения (в пределе
Ф=1) до какого-то минимального изменения составляющих се-
бестоимости электроэнергии для различного вида электростан-
ций существенно различно. В меньшей степени влияние ф на
себестоимость электроэнергии проявляется для электростанций
со значительной относительной величиной топливной составляю-
щей (Ст) и малой величиной постоянной составляющей
си(ст>си). Это объясняется тем, что расход топлива, а следо-
вательно, и удельные затраты на него (топливная составляю-
щая) прямо пропорциональны выработке электроэнергии, т. е.
количество расходуемого топлива на единицу выработанной
электроэнергии (удельный расход топлива — d, т/ (Мет • ч) X
Х[кдж/Мвт-ч)] остается практически постоянным или меняется
незначительно, в пределах 5—10%, во всем возможном диапа-
зоне изменения ф.
131

2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
С
Сп \ \
5
4
3
2
1
С
\
\
-i/4"
4
3
n
'•?
0,2 0,4 0,6 0,1
1,0
0,2
0,4
0,6 0,8 1,0
Рис. 6-1. Изменение себестоимости
электроэнергии и ее составляющих
от коэффициента использования
номинальной мощности установ-
ки ф
/ — топливная составляющая (Ст); 2—
постоянная составляющая (Сп)' ^ —
полная себестоимость (С)
Рис. 6-2. Зависимость изменения
себестоимости электроэнергии от
коэффициента использования но-
минальной мощности при различ-
ных долях топливной составляю-
щей
/~ст/С=0,7; 2-стС=0,45; 3-ст/С=
= 0,1; 4-ст(С=0,05
Применительно к АЭС это видно из выражения для топлив-
ной составляющей себестоимости электроэнергии [1], которое
не содержит члена, учитывающего режим работы АЭС:
с,«~*-, (6-1)
где 2с* — сумма затрат топливного цикла:
Z — средняя глубина выгорания ядерного горючего,
Мвт-сут/т;
ц — к. п. д. АЭС (брутто).
Таким образом, если ст не меняется или меняется незначи-
тельно при изменении ф, то изменение себестоимости электро-
энергии происходит вследствие изменения постоянной состав-
ляющей сп, величина которой обратно пропорциональна коли-
честву выработанной энергии, поскольку постоянные расходы
(амортизационные отчисления, заработная плата, расходы на
текущий ремонт и. т. д.) по абсолютной величине остаются прак-
тически одинаковыми для всех значений коэффициента ф. След-
ствием этого является уменьшение постоянной составляющей до
какого-то минимального значения, соответствующего максималь-
ному значению ф, и увеличение постоянной составляющей при
снижении ф (рис. 6-1).
Поскольку изменение себестоимости электроэнергии про-
исходит почти целиком вследствие изменения постоянной со-
132
ставляющей сп, то чем больше доля ее в себестоимости электро-
энергии, тем больше будет степень этого изменения. Напротив,
при меньшей доле постоянной составляющей (большей доле
топливной составляющей) относительное изменение себестои-
мости электроэнергии меньше. Для АЭС типична меньшая, чем
для ТЭС, работающих на дорогом органическом топливе, доля
топливной составляющей в себестоимости электроэнергии для
различных типов АЭС, и для тепловых электростанций, распо-
ложенных в европейской части СССР, которой свойственна вы-
сокая стоимость условного топлива (14—20 руб 1т).
Таблица 6-1
Ориентировочная структура себестоимости (в процентах) электроэнергии
для АЭС и ТЭС при ф = 0,8
Составляющая
себестоимости
АЭС
U О) О О)
02us
СО д К (Я
oft
ш с
щЯОФ
к з о о.
Н х а ;*
о ж <у
•9-2 £ х
я i о я
О- к VO СХ
О ТО
\о о,
о >>
£-1 «
н s a
А а; о
^ S « s
О s о ^
Топливная . . . .
Амортизационная с
текущим ремон-
том
Зарплата . . . .
Полная себестои-
мость
11
77
12
100
10
79
11
100
48
45
7
100
45
49
6
100
85
10
100
65—75
30^-20
5
100
При равенстве себестоимости электроэнергии АЭС и ТЭС для
данного значения ф (например, ф = 0,8) влияние уменьшения ф
на себестоимость электроэнергии будет различным: меньшему
значению топливной составляющей будет соответствовать боль-
шее увеличение себестоимости электроэнергии при уменьшении ф.
Характер этого изменения приведен на рис. 6-2, из которого сле-
дует, что для АЭС наблюдается больший относительный рост
себестоимости электроэнергии с уменьшением ф. Это значит, что
эксплуатация АЭС с повышенным значением коэффициента ф,
вообще говоря, экономически более предпочтительна, так как
при малых значениях ф себестоимость электроэнергии для АЭС
увеличивается более резко, чем для ТЭС, причем особенно
резко это сказывается на себестоимости электроэнергии быстрых
реакторов и реакторов на природном уране, топливная со-
ставляющая у которых очень мала или близка к нулю (см.
табл. 6-1 и рис. 6-2).
Несмотря на то, что характерная для АЭС, меньшая,
чем для ТЭС, доля топливной составляющей приводит
к большему, чем у ТЭС, возрастанию себестоимости элект-
роэнергии при снижении ф, нельзя делать однозначного
133

вывода о необходимости эксплуатации АЭС только в ба-
зисной части графика нагрузки энергосистемы.
На решение вопроса об участии АЭС в покрытии
графика нагрузки основное влияние может оказать не
только соотношение между абсолютными значениями
(в коп/квт • ч) топливных составляющих себестоимости
электроэнергии ТЭС и АЭС и величины частичных удель-
ных расходов (6) ТЭС и АЭС (г/(квт-ч)9 кдж/Мвт-ч), но и
характер графика нагрузки энергосистемы, структура ге-
нерирующих мощностей (в частности, доля АЭС) и регу-
лировочные возможности электростанций.
6-3. Изменения конфигурации графиков нагрузки, структуры
генерирующих мощностей и регулировочных возможностей
электростанций
В гл. 1 уже отмечался огромный размах строительства АЭС,
в особенности в странах с неблагоприятным топливным балан-
сом, где практически весь ежегодный ввод новых генерирую-
щих мощностей после 1980 г. будет осуществляться на АЭС
(Япония, Англия). В СССР также принята широкая программа
строительства АЭС [4, 5], ставящая задачу оптимального ис-
пользования энергетических ресурсов страны.
В таких условиях возникает вопрос, имеется ли техни-
ческая необходимость использования АЭС для регулирова-
ния вырабатываемой ими электроэнергии или с этой зада-
чей могут справиться другие типы электрических станций.
Покрытие суточных графиков электрических нагрузок наи-
выгоднейшим образом, и в особенности прохождение минимума,
в значительной степени осложняется тем, что доля станций
с малым диапазоном регулирования значительно возрастает,
в то время как электрические графики систем, несмотря на
принимаемые меры, имеют тенденцию к разуплотнению. Эта
тенденция связана с рядом объективных причин: с уменьшением
доли электропотребления промышленности и транспорта, с уве-
личением электропотребления сельским хозяйством и бытовыми
потребителями, с наличием двух выходных дней и т. д.
На основании происшедших изменений в структуре потреб-
ления электроэнергии и в конфигурации графиков нагрузок при
практически сформировавшейся в 1968 г. Единой энергосистемы
европейской части СССР (ЕЭС) с учетом ожидаемой струк-
туры электропотребления в 1975—1976 гг. в табл. 6-2 (заимст-
вованной из [36]) приведены коэффициенты, характеризующие
годовой и суточный (зимнего рабочего дня) график макси-
мальных нагрузок ЕЭС и динамику их изменения.
Особенно показательным является снижение доли мини-
мума по отношению к максимуму (Ямин/^макс), причем для
переходных дней (суббота, воскресенье и понедельник) это
явление проявляется еще в большей степени.
!34
Коэффициенты, характеризующие годовой и суточный
максимальных нагрузок ЕЭС
Таблица 6-2
графики
Наименование
Изменения за 1964 —
1968 гг
Показатели графиков
1968 г. ........
Изменения, ожидаемые в
перспективе
Намечаемые показатели
графиков 1975— 1976 гг.
Использование
максимума
нагрузки
-2 %
6250 я
-4 %
6000 ч
Коэффициент
заполнения
графика
0
0,86
—0,02
0,84
Р IP
мин/ макс
для зимнего
рабочего дня
—0,091
0,677
-0,057
0,62
Так, например, снижение минимальных нагрузок в суб-
боту, воскресенье и понедельник и максимальных нагру-
зок в субботу и понедельник даже в 1968 г. уже потребо-
вало не только глубокой разгрузки тепловых электростан-
ций, но и остановки на них части оборудования на эти
дни [36].
Условия покрытия графиков нагрузки зависят как от не-
равномерности графиков, так и от регулировочных возможно-
стей электростанций (глубины разгрузки и скорости подъема
и снижения нагрузки), входящих в ЕЭС. Регулировочные воз-
можности электростанций в значительной мере зависят от
структуры установленной мощности, вида топлива, тепловой
нагрузки ТЭЦ, пропускной способности как внутрисистемных, так
и межсистемных линий электропередачи. В соответствии с [36}
в табл. 6-3 приведена намечаемая структура установленной
мощности электростанций ЕЭС, характеризующаяся значитель-
Таблица 6-3
Сравнение состава электростанций ЕЭС (в процентах мощности
системы) в конце 1968 г. и в 1976 г.
Тип электростанций
1968 г.
1976 г.
Конденсационные с давлением пара до
98,1 бар
конденсационные с блоками 150 — 800 Mem,
включая АЭС
В том числе блоки:
150—200 Mem
300 Mem
500 — 800 Mem
Теплоэлектроцентрали
Гидроэлектростанции
16,3
33,9
20,65
11,65
0,9
31,6
18,2
9,5
49,2
17,8
21,0
2,6
25,6
15,7
135

ным увеличением доли мощности блоков на сверхкрятческих
параметрах пара (300 Мет и более).
Изменится также структура электростанций ЕЭС по видам
сжигаемого топлива в сторону повышения доли газо-мазутных
станций. Поскольку регулирующие возможности блочных стан-
ций в значительной мере зависят от вида сжигаемого топ-
лива, в табл. 6-4 приводятся намечаемые по данным [36] изме-
нения установленной мощности электростанций по видам топ-
. лив а:
Таблица 6-4
Сравнение состава тепловых
электростанций ЕЭС в процентах
по видам топлива
Топливо
1968 г.
1976 г,
Уголь . .
Уголь-газ
Газ-мазут
Торф . .
Сланцы .
31
41
25,4
—
2,6
30,5
26,6
37,3
2,0
3,6
Из таблицы видно, что доля мощности блоков 150—800 Мег,
работающих на газо-мазутном топливе, а также сжигающих
уголь и газ в.летнее время, в ближайшей перспективе будет
составлять около 64% мощности всех установленных блоков;
в зимнее время эту долю можно оценить в размере 45% мощ-
ности всех блочных электростанций.
Учитывая опыт эксплуатации, диспетчерское управление ЕЭС
рекомендует следующие пределы разгрузки отдельных типов
электростанций в процентах рабочей мощности: для ГЭС —
90%; для ТЭЦ—15—17%; для конденсационных электрических
станций (КЭС) с оборудованием до давления 98,1 бар (с оста-
новкой части котлов и турбин)—55—70%; для блочных КЭС
на твердом топливе — 25—30%; для блочных КЭС на газо-ма-
зутном топливе — 40%.
Как уже упоминалось в § 6-1, по возможности снижения
нагрузки современные АЭС близки к ГЭС, и величина разгрузки
определяется главным образом экономическими соображениями,
но даже с учетом последнего допустимую разгрузку АЭС можно
принять как для блочных КЭС на твердом топливе.
На основании показателей перспективного графика зимнего
дня максимальной нагрузки ЕЭС (табл. 6-2), структуры гене-
рирующих мощностей (табл. 6-3), вида топлива для блочных
КЭС (табл. 6-4) и допустимых пределов разгрузки отдельных
типов электростанций можно оценить намечаемую структуру
ввода мощности по ее соответствию требованиям покрытия гра-
фика нагрузки и ответить на вопрос, потребуется ли регулиро-
136
вание мощности АЭС в ближайшие годы или им можно со-
хранить базисный режим работы. В соответствии с [36] при при-
нятом числе часов использования максимальной мощности
6000 ч/год ожидаемый максимум нагрузки ЕЭС в конце периода
1975—1976 гг. около 132 млн. кет, что с учетом вращающегося
резерва в размере 2% составит около 134 млн. кет. При отно-
шении РМинАРмакс = 0,62 (табл. 6-2) минимальная нагрузка со-
ставит 82 млн. /сет, что потребует разгрузки электростанций
в день максимальной нагрузки (зимний рабочий день) примерно
на 52 млн. кет. С учетом вышеприведенных реально допусти-
мых показателей по разгрузке различных типов электростанций
и повышения в зимнее время удельного веса блочных КЭС, ра-
ботающих на твердом топливе, намеченная структура электро-
станций обеспечивает снижение нагрузки почти на 53 млн. кет
(табл. 6-5).
Таблица 6-5
Прохождение максимума и минимума нагрузки зимнего рабочего
дня для ЕЭС в период 1975—1976 гг.
Тип станций
КЭС с оборудованием до дав-
В том числе:
на твердом топливе
(включая АЭС)
На газо-мазутном топливе
ТЭЦ
ГЭС
Итого:...
Рабочая
мощность
при макси-
муме нагруз-
ки, млн. кет
13,0
64,5
36,5
28,0
35,0
22,0
134,5
Допустимая разгрузка 1
млн. кет
7,2
9,1
11,2
5,3
20,0
52,8
%
55
25
40
15
90
1 38,5
(в среднем
по ЕЭС)
Если в расчете принять максимальные данные по разгрузке,
то получим, что электростанции можно разгрузить на 57 млн.
/сет, т. е. разгрузочная способность намечаемой структуры ге-
нерирующих мощностей обеспечивает запас по разгрузке по-
рядка 3% в зимний рабочий день. (В 1968 г. запас по раз-
грузке составлял около 12%.) Правда, в разгрузку (на 25%)
включены и предполагаемые к тому времени АЭС в составе
ЕЭС, но тем не менее из этих данных можно сделать вывод,
что зимний минимум на уровне 1975—1976 гг. может быть
пройден практически без привлечения к регулированию АЭС и
даже без остановки блоков 150 Мет и выше.
137

Как уже отмечалось, условия прохождения минимума на-
грузки переходных дней гораздо сложнее и для сохранения
базисного режима АЭС (если это оправдано экономически) мо-
жет возникнуть необходимость остановки части оборудования
на отдельных блочных КЭС. Проведенное в [36] сопоставление
показывает, что уже к 1977—1978 гг. регулирующие разгрузоч-
ные возможности электростанций (не атомных) будут полно-
стью исчерпаны и, если не будут достигнуты существенные ре-
зультаты по увеличению разгрузочной способности блочных
КЭС, то для прохождения минимума потребуется ежесуточная
остановка части блоков вначале 150—200 Мет, а затем и
300 Мет с привлечением к регулированию, в особенностив зим-
ние переходные дни, и атомных электростанций. Отметим, что
по. данным ВТИ ежесуточная остановка блоков, в особенности
на сверхкритических параметрах, не рекомендуется.
Такое положение, требующее привлечения АЭС к регулиро-
ванию, складывается уже при весьма умеренной доле их мощ-
ности в системе порядка 15—20%. Совершенствование АЭС
может внести весьма существенные коррективы в программу их
ввода. Например, если несколько лет назад [5] в США на 1980 г.
намечался общий ввод АЭС в 40 млн. кет, то уже на VII Ми-
ровом энергетическом конгрессе (МИРЭК—1968) в связи
с улучшением показателей стоимости строительства АЭС эта
цифра была увеличена до 120 млн. кет, а по последним опубли-
кованным данным Комиссии по атомной энергии установленная
мощность АЭС в США к 1980 г. оценивается в 150 млн. кет.
В таких условиях разгрузка АЭС в режиме минимума стано-
вится еще более необходимой.
Из всего сказанного можно сделать вывод, что оче-
видно после 1980 г. атомным электростанциям, в особен-
ности в зимние переходные дни, не удастся обеспечить ба-
зисный режим работы и их нужно будет привлекать к ре-
гулированию по чисто техническим причинам.
Таким образом, в пределах располагаемого регулиро-
вочного диапазона станций системы выбор наивыгодней-
шего распределения активных нагрузок и порядка разгруз-
ки станций различного типа, включая и АЭС, должен
производиться из экономических соображений. Для этой
цели удобно привести расход топлива на АЭС к расходу
на ТЭС на органическом топливе, определив стоимость
одной тонны условного топлива, выгоревшего на АЭС.
6-4. Приведение расхода топлива на АЭС к расходу на ТЭС
на органическом топливе. Определение стоимости условного
топлива на АЭС
Подобно тому как на ТЭС на органическом топливе суще-
ствует важнейшая характеристика — стоимость тонны услов-
ного топлива, удобно ввести на АЭС понятие стоимости одной
138
тонны выгоревшего условного топлива (ей будет соответство-
вать приблизительно 0,37 г разделившегося изотопа урана или
плутония), причем из-за низких транспортных расходов эта
величина будет определяться только типом ядерного реактора
и энергетической установки и не будет зависеть от местополо-
жения АЭС.
Если известна топливная составляющая себестоимости элект-
роэнергии на АЭС — ст и удельный расход условного топлива
на АЭС — d, то стоимость тонны условного топлива, выгорев-
шего на АЭС, C = cT/d, руб/т.
Если данные по величине топливной составляющей отсутст-
вуют, то для определения Сдэс можно воспользоваться дан-
ными, приведенными в [37], где стоимость электроэнергии на
АЭС аппроксимируется выражением Сэ = 0,457 + 3,8 ехр(—0,916-
•10~2РЭ), коп/квт-ч, где Рэ — электрическая мощность АЭС, Мет.
Поскольку доля топливной составляющей (ст) на АЭС разных
типов известна (табл. 6-1), то Сдэс =cTC3/d.
Например, для реактора ВВЭР-440 с турбинами К-220-44
получаем при Рэ = 440 Мет Сэ = 0,525 коп/ (кет -ч), доля ст = 0,45
и принимая, как будет показано ниже, d=0,396 кг/(кет- ч)у полу-
чим Сдэс = 6 руб/т. Отметим, что полученное значение более
чем вдвое меньше средней стоимости условного органического
топлива в ЕЭС, что при прочих равных условиях определяет
использование АЭС в базисной части графика нагрузки.
Величину Сдэс можно также определить, воспользовавшись
данными физического расчета реактора,
СА~С= Ди , (6-2)
АЭС 24Zr)(pd/e '
где Ци — цена единицы загруженного (перегружаемого) ядер-
ного горючего; ф — коэффициент использования установленной
мощности АЭС; k — коэффициент, учитывающий регенерацию
ядерного горючего; при отсутствии регенерации й=1; при ее
наличии &=1,1-т-1,15, согласно данным [1]; Z — средняя по реак-
тору глубина выгорания выгружаемого ядерного горючего.
Разумеется, величина Сдэс* полученная по любому из этих
выражений, должна совпадать в пределах точности исходных
данных.
6-5. Расчет участия АЭС в покрытии графиков электрической
нагрузки системы без отключения энергетических блоков
Решение задачи наивыгоднейшего распределения нагрузок
с учетом стоимости органического и ядерного топлива должно
дать ответ на вопрос, в какой последовательности загружать
имеющиеся электростанции и в какую часть графика их ста-
вить. Если принять, что АЭС сдана в техническую эксплуата-
цию, находится в ведении энергосистемы и предназначена
139

прежде всего для выработки электроэнергии, то для решения
поставленной задачи, помимо экономических характеристик
ТЭС и ГЭС, стоимости органического топлива и величины час-
тичных удельных (потерь, необходимо иметь следующие данные:
характеристику частичных удельных расходов АЭС и стоимость
условного выгоревшего топлива на АЭС.
Следует сказать, что до настоящего времени характеристики
частичных удельных расходов АЭС не были определены, и по-
этому покажем способ их нахождения и приведем численные
значения для некоторых характерных типов АЭС.
Если на энергетических блоках ТЭС потери тепла условно
разбиваются на потери в котлоагрегате и потери в турбоагре-
гате, то на АЭС тепловые потери могут быть отнесены на реак-
тор— парогенераторы и турбины. Существенным отличием и
преимуществом системы реа-ктор — парогенераторы по сравне-
нию с котельным агрегатом является отсутствие потерь с ухо-
дящими газами (ввиду замкнутости контура), а также потерь
от химического и механического недожога. Основные виды теп-
ловых потерь в системе реактор — парогенераторы носят харак-
тер теплового рассеяния и имеют следующие составляющие:
потери в шахте реактора, потери в баке биологической защиты,
потери в трубопроводах I контура, потери с протечками I кон-
тура, потери парогенераторов в окружающую среду, потери
с продувками.
Расчеты показывают, что суммарные потери от теплового
рассеяния не превосходят 0,25—0,5% тепловой мощности реак-
тора. Известно (38], что потери такого вида могут быть приняты
независящими от режима работы энергетической установки.
Это позволяет сделать вывод, что характеристика частичных
удельных расходов системы реактор —парогенераторы может
быть принята постоянной, не зависящей от тепловой нагрузки
и типа реактора; вследствие малого значения величины потерь
частичный удельный расход и удельный расход тепла в реак-
торе практически совпадают и имеют значение, равное 6р_пг =
= 0,0343 кг/кдж в рабочем диапазоне изменения мощности,
а расходная характеристика имеет вид:
В =г-В +8 Р , (6-3)
р-пг п р-пг ' р-пг т* х '
где fip_nr — расход условного топлива в ядерном реакторе, т/ч;
Впр-пт — потери на холостой ход ядерного реактора, т/ч; Рт —
тепловая мощность ядерного реактора, кдж/ч.
Расходная характеристика турбинного зала может быть
представлена прямой линией, если конденсационные турбоагре-
гаты установлены без перегрузочных клапанов с плавным регу-
лированием по пару во всем диапазоне изменения мощности:
фт.з = Рх.х1~ЬдТ1Лэ1 + фх.х2 + бт2^Рэ2 +Qx. xn+ ^тп^эп, ГДе QT..i—рас-
ход тепла турбинным залом, кдж/ч; Qx.xn — расход на холостой
ход п-го турбоагрегата, кдж/ч 6тп — частичный удельный рас-
140
а)
г
нет-ч
500
400
300
200
ЮО
О
Ьдэс
5гзс
АЭС
~ T0CJ
Pj
ру б/Мет ч
О)
50
100
150 Мет
&АЭС С АЭС
I 8гэс Стэс
ТЭь ^~—~л
АЭС
— ■---'
Рэ_\
50
100
150 Mem
Рис. 6-3. Характеристики частичных удельных расходов АЭС с агрегатами
К-220-44 и ТЭС с К-200-130; а — в натуральном выражении; б — в стоимост-
ном выражении
ход п-го турбоагрегата, кдж/(квт-ч); Рдп — электрическая на-
грузка п-го турбоагрегата, кет.
При однотипных турбоагрегатах характеристика частичных
удельных расходов АЭС имеет вид:
6аэс = бР-пА = 0>03438т, кг/{mm • ч). (6-4)
С учетом изложенного расходная характеристика АЭС может
быть представлена так:
ВАаг = В +0,0343 У О +6
АЭС п р-пг ' 'w ^j ^х. х п '
/1=1
п
АЭС Zj
л=1
Р.
(6-5)
Удельный расход условного топлива на АЭС с1 = Ваэс /Ль
г/(квт-ч). Именно это значение подставляется в выражения
для определения С аэс .
На строящихся АЭС с реакторами ВВЭР-440 устанавлива-
ются серийные турбоагрегаты К-220-44 [8] на насыщенном паре,
расходная характеристика которых QT= (204+10,5) • 106РЭ,
кдж/ч, а характеристика частичных удельных расходов АЭС
с такими агрегатами 6аэс =362 г/(квт-ч) имеет вид прямой ли-
нии, параллельной оси абсцисс (рис. 6-3), поскольку в соот-
ветствии с (6-4) остается неизменным во всем диапазоне изме-
нения мощности. На этом же рисунке для сравнения приведена
характеристика частичных удельных расходов блока К-200-130
на угле. Энергетические характеристики других энергоблоков
приведены в табл. 6-6.
Следует обратить внимание на то обстоятельство, что
тепловые схемы АЭС в термодинамическом отношении ме-
нее совершенны, чем у современных ТЭС, и имеют больший
141

Таблица 6-6
Энергетические характеристики энергоблоков на органическом топливе
Бло
К-800
к-зоо
К-300
К-200
| К-200
К-150
К-150
i К-100
К-50
са
Тош
Уголь
»
Мазут
Сланец
Уголь
»
Мазут
Сланец
Уголь
н та v
« ^ Я
£ о s * tt
2 « s 5£
. А и ^С^
J3 К S >> .
^ СЯ СХ^ CQ
О м- 4) X О
оянзк
я. 2 * as о
Мощ
ству
хара
стич
расх
743
222
222
172
172
100
100
74
36
-
о «
овног
хо-
е бло
Ч са ее
о х о
>. X
о s о
Расх
топл
лост
т/ч
21,8
8,9
8,5
7,4
6,6
5,1
5
4,3
1,9
J3 (Г) Н
удел
до и
терис
,- с* tf
- о со ^
А * р. *
5 У я Й
s* «J x 5
5ft и*
0,271
0,273
0,273
0,325
0,293
0,294
0,288
0,355
0,326
,
jj V я"?
п о ^ «
sS ? О.^г'
^ ° Л L
£ * X *"L
2 Л «о4
S й?Ю
Част
ный
ИЗЛО
ТИКИ
0,3
0,313
0,313
0,38
0,331
0,345
0,338
0,42
0,385
Расход условного
топлива на
пуск — останов
о
X
СЗ
О^
91
61,4
60,8
16,4
16,3
12,2
12,2
5,75
4,5
СП
о
X
Ооо
124
83,5
83
22,4
22,3
16,6
16,6
7,8
'6,1
частичный удельный расход (рис. 6-3). Поэтому рас-
пределение активных нагрузок в энергосистемах с учас-
тием АЭС нужно вести не по натуральным показателям,
а по стоимостным, так как распределение по принципу ра-
венства частичных удельных расходов ни о чем не говорит.
Построив характеристики частичных удельных расходов и
определив стоимость 1 т условного топлива, выгоревшего на
АЭС, мы как бы условно переводим атомные электростанции
в разряд обычных ТЭС и наивыгоднейшее распределение на-
грузок производим по известной методике [38, 39] с использо-
ванием необходимой вычислительной техники [39]:
6
ТЭС 1
"ТЭС 2
JT3C2
"ТЭС п
6
ТЭС я
1 "~ аТЭС 1
"ТЭС1
с
1— а.
ТЭС2
СТЭС 1 1 "
а
ТЭС п
АЭС 1
ei
JA3C l
"АЭС6
"ТЭС!
1—а
-ч-
JA3Cfc
АЭС 1
=v
Яг
02
1-аг
= Ь„
"ТЭС 1
Яш
'АЭС/г
1
■ = 6о> (6-6)
1 — аГЭС 1 1~~иГЭС2 1—иГЭСт
где бтэсг — частичный удельный расход условного топлива на/-й
ТЭС; 6a3cv — частичный удельный расход условного топлива
на у-й АЭС; eY—постоянная для данного расчетного интервала
величина, зависящая от избыточной реактивности реактора и
графика нагрузки (при отсутствии ограничений ev = 1); q% —
частичный удельный расход воды на f-й ГЭС; ое — частичные
удельные потери в сети от е-й станции (ТЭС, ГЭС, АЭС); X —
постоянная для данного расчетного интервала (сутки) вели-
142
чина, зависящая от количества воды, которой располагает у-я
ГЭС, а также от графика нагрузки энергосистемы; Стэс,— стои-
мость 1 т условного топлива на ТЭС; Саэс? —стоимость 1 т
условного топлива, израсходованного на АЭС; бо — частичный
удельный расход стоимости энергосистемы.
Как видно из рис. 6-3, б [а также из расчетов по формуле
(6-6)], при цене органического топлива 14 руб/т использование
АЭС для целей регулирования с экономической точки зрения
невыгодно, и их следует располагать в базисной части графика.
Атомные электростанции участвовали бы в регулировании на-
равне с ТЭС при цене органического топлива Стэс ^
^бдэс/бтэс? Сдэс, что для агрегатов мощностью 200 Мет
дает значение Сдэс — 7,5 руб/т.
Очевидно, что после исчерпания регулировочного диапазона ТЭС на
органическом топливе и ГЭС встает вопрос либо об остановке части энерго-
блоков, либо о разгрузке атомных электростанций.
Если остановка энергоблоков будет признана нерациональной или будет
остановлено предельное допустимое число энергоблоков, то в соответствии
с формулой (6-6) будет наивыгоднейшим образом решен вопрос о порядке
разгрузки АЭС, причем наличие поправок на потери в сети автоматически
решает вопрос о целесообразности передачи избыточной энергии АЭС дан-
ной системы в соседнюю, где не исчерпан еще регулировочный диапазон
ТЭС или нагрузка превышает минимальную за счет сдвига в поясном вре-
мени.
Поскольку соображения экономичного ведения режима системы при
исчерпании разгрузки неатомных станций могут потребовать изменения мощ-
ности АЭС в течение суток, необходимо проверить техническую возможность
изменения ее мощности, и, прежде всего, уменьшения мощности без опасно-
сти заглушить реактор из-за эффекта отравления. К концу кампании, когда
запас реактивности на исходе, возможности снижения нагрузки весьма огра-
ничены. Положение усугубляется тем, что в перспективе растут ночные про-
валы графиков нагрузки, что вызывает утренние набросы значительной ве-
личины и крутизны.
Расчет наивыгоднейшего режима в смешанной энергосистеме по формуле
(6-6) ведут методом последовательных приближений: вначале производят
расчет суточного графика нагрузки без учета ограничений по снижению мощ-
ности на АЭС, а затем, зная требуемую длительность работы реактора на
определенной мощности и чередование этих интервалов, на основании физи-
ческого расчета определяют избыточную реактивность на каждом новом
уровне мощности. Если в каком-либо из интервалов реактивность упадет до
нуля, вводятся ограничение в снижение мощности АЭС и расчет распределе-
ния нагрузок повторяют снова. Такую серию физических расчетов с учетом
отравления целесообразно провести для различных промежутков времени
с начала кампании и при решении задачи распределения нагрузок пользо-
ваться табличными данными либо номограммами. При использовании вычис-
лительной техники уравнения, описывающие процесс отравления реактора
продуктами деления, вводятся в программу расчета.
6-6. О целесообразности отключения энергоблоков для
сохранения базисного режима работы АЭС
Поскольку останов энергоблоков с их последующим пуском
требует значительных дополнительных расходов топлива, в осо-
бенности при сверхкритических параметрах пара (табл. 6-6),
143

целесообразно рассмотреть вопрос о том, что выгоднее с чисто
экономической точки зрения— оставить энергоблоки на орга-
ническом топливе при нагрузке, соответствующей их техниче-
скому минимуму (Я™), за счет разгрузки АЭС, либо наоборот,
не разгружать АЭС, а прохождение минимума обеспечить от-
ключением части энергоблоков на время его длительности /мип.
Очевидно, критерием целесообразности разгрузки АЭС явля-
ется отрицательная величина либо равенство нулю выражения:
Стэс (ДхЭхС + бцэсРГ ") /мин-Сдэс {В^ + ^A3cK ") -
(При положительном значении мы получаем перерасход затрат
на выработку энергии по энергосистеме из-за разгрузки АЭС
на величину, равную техническому минимуму неотключенных
энергоблоков ТЭС.) Первый член дает затраты на топливо при
работе блока ТЭС на техническом минимуме; возможность та-
кой работы появляется за счет разгрузки АЭС на величинуЯ™.
Второй член дает затраты на топливо для АЭС при несении ею
нагрузки Я™ вместо отключенного агрегата ТЭС. Третий член
дает затраты на пуск — останов.
Покажем результат экономического сравнения на примере. Допустим,
разгрузка АЭС с реактором ВВЭР-440 сопоставляется с остановкой блока
К-300-240 на угле. При этом примем следующие значения: Стэс =14 руб/г;
САЭС =6 РУбЛ; Я^С=8,9 т/ч; В^с =7 т/ч; б1ТЭС=0,273 т/{Мет-ч);
бАЭС =0,362 т/(Мет-ч); Ртэм = 200 Мет; /мин = 4 ч; В =61,4 т; Л = 14 • (8,9 +
+ 0,273-200)4 — 6- (7 + 0,362-200) -4— 14-61,4^800 руб
Из этого примера видно, что с чисто экономической точки зрения выгоднее
остановить даже блок 300 Мет, чем снижать нагрузку АЭС при принятом со-
отношении цен на условное топливо на ТЭС и АЭС. Каждый Мет снижения
мощности АЭС приводит к перерасходу примерно 4 руб. или к увеличению
себестоимости электроэнергии, которая вместо АЭС вырабатывается ТЭС,
примерно на 0,1 коп/(кет-ч). Однако, если отнести эти дополнительные за-
траты не к 1 Мет снижения мощности АЭС, а к мощности системы в режиме
минимума, то мы получим пренебрежимо малое увеличение себестоимости
электроэнергии в целом по системе.
Следует также отметить, что в приведенном расчете не учтены (и их очень
трудно оценить) те возможные ущербы, которые могут появиться вследствие
значительного уменьшения надежности энергосистемы в целом при ежесуточ-
ных массовых пусках — остановах мощных блоков. Их можно легко избежать
за счет некоторой разгрузки АЭС в период минимума.
На основании изложенного можно сделать вывод, что неко-
торая экономия на стоимости израсходованного топлива за счет
останова энергоблоков не является достаточным основанием
для исключения разгрузки АЭС после исчерпания регулировоч-
ного диапазона ТЭС и ГЭС.
Безусловно, при имеющихся в рамках ЕЭС соотношении цен
за 1 т на органическое (14—20 руб) и условное топливо, вы-
горающее на АЭС (около 6 руб), атомные электростанции
с реакторами на тепловых нейтронах должны располагаться
144
в базисной части графика в масштабе года и в то же время
широко привлекаться к регулированию и глубоко разгружаться
в масштабе суток, в особенности в зимние переходные дни
после исчерпания регулировочного диапазона станций других
типов.
6-7. Возможные функции АЭС с различными реакторами
в энергосистеме
/ В настоящее время концепция развития крупной ядерной
энергетики с быстрыми реакторами-размножителями признана
главным перспективным направлением во всех высокоразвитых
странах. Расхождения касаются только оценок времени и уси-
лий, необходимых для решения всего комплекса проблем, свя-
занных с созданием экономичной ядерной энергетики с такими
реакторами. Для перехода к реакторам-размножителям необхо-
димо от 10 до 40 лет, т. е. переход намечается к 1980—2010 г.
При наличии в энергосистемах наряду с быстрыми также и
тепловых реакторов встает вопрос о распределении между ними
функций. Поскольку быстрые реакторы обеспечивают необходи-
мый темп накопления вторичного ядерного горючего, а следо-
вательно, и темп прироста мощностей ядерной энергетики, то
они не могут работать с пониженным значением ср.
Итак, быстрые реакторы должны располагаться только в ба-
зисной части графика нагрузки энергосистемы; более того,
перспективность быстрых реакторов определяется в значитель-
ной степени тем, насколько они в состоянии работать при мак-
симально высоком коэффициенте ф.
Работа быстрых реакторов-размножителей при низких зна-
чениях ф недопустима и потому, что это приводит к неоправ-
дано длительной задержке ядерного горючего в топливном
цикле, «замораживанию» в нем больших материальных ценно-
стей [1] и, наконец, к типичному для быстрых реакторов рез-
кому увеличению себестоимости электроэнергии (см. рис. 2-2).
Можно предположить, что ко времени широкого применения
быстрых реакторов не только доля ежегодного ввода, но и доля
выработки электроэнергии на АЭС станет преобладающей и
тогда реакторы на тепловых нейтронах неизбежно будут рабо-
тать при пониженных значения^ ср, осуществляя регулировочные
функции. В этом случае встанет вопрос о наивыгоднейшем рас-
пределении нагрузки и очередности разгрузки различных типов
АЭС (существует подобная задача для различных типов тепло-
вых электростанций). Эта задача с успехом может быть решена
по методике, изложенной выше [формула (6-6)].
Таким образом, в перспективе следует ожидать использова-
ния АЭС с тепловыми'реакторами для выполнения регулировоч-
ных функций в энергосистемах, а также функций аварийного
резерва. В этом смысле АЭС приближаются к ГЭС, так как
145

основные эксплуатационные черты тех и других имеют пример-
ное сходство: использование непрерывно возобновляемых энер-
горесурсов водотока (ГЭС) или непрерывно существующих
энергоресурсов в виде топливной загрузки с большой длитель-
ностью кампании (АЭС), низкая себестоимость электроэнергии,
большая маневренность оборудования, высокая доля постоянной
составляющей и малая доля топливной составляющей в себе-
стоимости электроэнергии.
При наличии в энергосистемах атомных опреснительных установок воз-
можно и экономически весьма полезно использовать такие двухцелевые уста-
новки в качестве регулятора-потребителя энергосистемы, поскольку хранение
воды в отличие от электроэнергии не представляет трудностей. В этом случае
технологическая схема установки может обеспечить возможность работы та-
кой АЭС как с максимальной выработкой электроэнергии (конденсационный
режим) для удовлетворения пиковых потребностей в электроэнергии, так и
с минимальной или нулевой выработкой электроэнергии, но с максимальной
выработкой пресной воды в период прохождения минимума. В этом случае
может быть обеспечен базисный режим эксплуатации тепловой мощности ре-
актора, если экономическая целесообразность такого режима доказана.
При использовании на опреснительной АЭС быстрого реактора установка
становится трехцелевой, так как добавляется функция расширенного вос-
производства ядерного горючего для развивающейся ядерной энергетики.
В этом случае обеспечивается максимальное значение коэффициента ис-
пользования номинальной тепловой мощности реактора за счет гибкой техно-
логической схемы, что в наилучшей степени соответствует роли быстрых реак-
торов в ядерной энергетике.
В заключение следует сказать, что в настоящее время, пока
доля ядерной энергетики в общем энергетическом балансе не-
велика, вновь вводимые АЭС могут размещаться (и обычно
размещаются) в базисе нагрузок энергосистемы независимо от
типа используемых в них реакторов. Но даже в этом случае
находятся условия, когда в определенный период времени целе-
сообразно длительно эксплуатировать АЭС при пониженной на-
грузке, например для «продления длительности кампании при
работе на мощностном эффекте реактивности при постепенно
уменьшающейся мощности [22].
ГЛАВА СЕДЬМАЯ
ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ АЭС
7-1. Особенности конструкции электротехнических устройств
и кабельных коммуникаций в «грязной» зоне
Как известно, на каждой атомной электростанции выделя-
ются с точки зрения радиационной обстановки и условий экс-
плуатации две основные рабочие зоны, условно именуемые
«грязной» и «чистой» зоной. Конструкция электротехнических
устройств в «чистой» зоне не отличается от подобных конструк-
ций на обычных ТЭС. Конструкция же электротехнических уст-
ройств, располагаемых в «грязной» зоне, имеет ряд специфиче-
ских особенностей. Прежде всего, необходимо стремиться к тому,
чтобы в «грязной» зоне размещалось минимальное количество
электрооборудования. При этом возможны два способа компо-
новки электрооборудования «грязной» зоны— концентрирован-
ное, с размещением электрооборудования в специальных,
отделенных от «грязной» зоны помещениях, вход в которые вы-
полняется через так называемые санитарные шлюзы, и рассре-
доточенное, с размещением электрооборудования по месту, непо-
средственно в «грязной» зоне. Первый способ облегчает обслу-
живание и ремонт оборудования, но усложняет компоновку
станции и кабельные коммуникации. Второй способ более соот-
ветствует общему принципу приближения электротехнических
устройств питания и управления к питаемым механизмам, упро-
щает 'компоновку и кабельные коммуникации, однако увеличи-
вает вероятность радиоактивного загрязнения оборудования.
Наиболее приемлемым является, по-видимому, разумное соче-
тание обоих способов. Размещение электрооборудования в «гряз-
ной» зоне требует увеличения объема дистанционного управле-
ния и контроля. Это относится, прежде всего, к механизмам
транспортно-технологической части, СУЗ и системе массового
контроля технологических параметров каналов реакторов.
147

Дистанционное управление и контроль требуются также и
при проведении некоторых ремонтно-восстановительных опера-
ций, в частности в так называемой «горячей камере», служа-
щей для обработки сильно радиоактивных деталей (например,
аварийных тепловыделяющих элементов и каналов СУЗ).
Кабели, проходящие в активной зоне реактора или в зоне
интенсивного облучения, должны иметь специальное исполнение,
учитывающее влияние радиации на изоляцию. Как правило,
они также должны быть рассчитаны на высокие темпера-
туры и давления. В зависимости от степени радиации и темпе-
ратурных воздействий могут использоваться фарфор, стеклово-
локно, магнезитовая вата, тефлон, фторопласт и т. п. Кабели,
проходящие в шахте реактора и боксах, в которых расположено
радиоактивное оборудование, должны иметь покрытие, допуска-
ющее дезактивацию. Таким покрытием в зависимости от спо-
соба дезактивации может быть нержавеющая сталь, пласти-
ката и алюминий.
Все проходы таких кабелей через стены биологической за-
щиты или корпуса аппаратов- должны быть герметизированы.
Степень герметизации и способы ее выполнения зависят от рас-
четного аварийного давления, которое должна выдерживать
заделка кабеля. Так, проход кабелей из боксов, не рассчитан-
ных на аварийное давление, или через стены биологической за-
щиты и стены, разделяющие зоны, может уплотняться путем за-
бивки пространства между кабелем и закладной деталью (тру-
бой) смесью асбеста с графитом или специальной резиновой
смесью, что позволяет исключить проникновение аэрозолей и
обеспечивает возможность демонтажа кабеля.
Уплотнение кабелей, рассчитанное на перепад давления, мо-
жет в зависимости от величины перепада выполняться в виде
трубных сальников ввертного и навертного типа, резиновых и
стальных сальников с самоуплотнением и т. п.
В некоторых случаях может потребоваться полное разделе-
ние объемов с исключением кабельных переходов путем уста-
новки специальных проходных досок. Проходы кабелей массо-
вых замеров через стены биологической защиты следует, как
правило, осуществлять путем заделки га стену специальных про-
ходных кабельных барабанов, полость которых заполняется
сильно поглощающим материалом (свинцовая дробь, кварце-
вый песок и т. п.), а в торцевые доски встраиваются сальнико-
вые уплотнения.
Рабочие кабели сети надежного питания и резервирующие
их кабели того же назначения должны обязательно проклады-
ваться по разным трассам. При большом количестве кабелей
одного назначения, прокладываемых по общей трассе (напри-
мер, кабели массовых замеров), должны предусматриваться
резервные кабели, поскольку демонтаж и замена поврежденного
кабеля в этом случае затруднены.
148
Переход от кабелей специального исполнения, идущих из
«грязной» зоны в «чистую», на обычные кабели должен, как
правило, осуществляться сразу после выхода из помещения или
аппарата, условия в котором определяют специфическую, конст-
рукцию кабеля. Переход должен выполняться на клеммниках,
которые желательно разместить в «чистой» зоне, или в специ-
альном помещении «грязной» зоны, имеющем санитарный шлюз.
Некоторые помещения «грязной» зоны, в которых произво-
дятся дистанционные операции, с наблюдением через защитные
стекла или телекамеры требуют создания весьма высокой осве-
щенности (более 250—300 л/с). Управление освещением «гряз-
ных» помещений должно, как правило, осуществляться из «чис-
той» зоны, а арматура, светильники и электропроводка должны
допускать дезактивационную обмывку.
Управление освещением боксов целесообразно осуществлять
автоматически концевыми выключателями, срабатывающими
при открывании герметичных дверей.
Заземление электроустановок на АЭС осуществляется, как
правило, обычным образом; в некоторых случаях возникает
необходимость создания специальных контуров заземления, на-
пример, для соединения корпусов ионизационных камер с нуле-
вой точкой устройств питания и измерения, а также для некото-
рых радиотехнических схем, особо чувствительных к наводкам.
В последнем случае могут потребоваться также специальные
меры по экранированию кабелей, приборов и даже помеще-
ний.
7-2. Организация ремонта электрооборудования «грязной» зоны
Компоновку современных АЭС стремятся выполнить таким
образом, чтобы электрооборудование находилось в обслуживае-
мых помещениях и чтобы была исключена или уменьшена воз-
можность его радиоактивного загрязнения. Для этой цели при-
водные электродвигатели механизмов, размещенных в зоне ра-
диоактивного излучения, стремятся располагать вне боксов,
а для герметичности бокса в месте прохода вала устанавли-
вают специально сальники. Обслуживание и ремонт данных
электродвигателей мало отличается от соответствующих опера-
ций в обычных условиях за исключением того, что перед ремон-
том производится дозиметрический контроль оборудования и
в случае необходимости его дезактивация.ч
В этом отношении гораздо сложнее эксплуатация и ремонт
электродвигателей бессальниковых насосов: как главных цир-
куляционных, так и многочисленных перекачивающих насосов
вспомогательных систем. Внутренняя полость электродвигате-
лей таких насосов обтекается радиоактивным теплоносителем,
и электродвигатели располагаются в боксах зачастую вместе
с парогенераторами и задвижками. Доступ в эти боксы во время
149

работы АЭС ограничен из-за высокой наведенной активности
самого теплоносителя и его примесей, а также высокой темпе-
ратуры в боксе.
Последнее обстоятельство требует применения специальных
теплостойких кабелей (силовых и контрольных) с медными жи-
лами (чтобы уменьшить объем профилактических работ в кон-
тактных соединениях), с изоляцией, устойчивой к действию
у-излучения и с покрытием, допускающим дезактивацию ка-
беля.
После остановки реактора насосный агрегат длительное
время является источником у и (3-излучения из-за оседания
в нем продуктов коррозии и примесей, обладающих наведенной
активностью с большими периодами (полураспада, а в случае
нарушения целости тепловыделяющих элементов — и за счет,
разнесенных по циркуляционному контуру частиц ядерного го-
рючего, обладающего осколочной активностью. Ремонт такого
насосного агрегата, составляющего одно целое с электродвига-
телем, может производиться только после тщательной дезакти-
вации. Дезактивация не всегда оказывается эффективной, в осо-
бенности при такой тяжелой аварии, как повреждении статор-
ной перегородки, и тогда ремонт электродвигателя приходится
производить, ограничивая время работы. Аналогичные условия
возникают и при ремонте более мелких бессальниковых насосов,
а также электромагнитных насосов для перекачки жидких ме-
таллов.
Из числа электродвигателей, обслуживание и ремонт кото-
рых затруднены ионизирующими излучениями, следует особо
выделить приводные электродвигатели СУЗ реакторов с водой
под давлением. Их условия работы аналогичны условиям для
двигателей бессальниковых ГЦН, но радиоактивная обстановка
у них гораздо сложнее, а ремонтопригодность хуже (они рас-
положены в защитных чехлах СУЗ).
Из числа других электроприемников, работающих в зоне
ионизирующих излучений, следует остановиться на электрона-
гревателях компенсаторов объема и многочисленных датчиках
КИП, преобразующих неэлектрические величины в электриче-
ские. Их обслуживание и ремонт также затруднены радиаци-
онной обстановкой в месте их установки во время работы АЭС
и загрязнением продуктами коррозии, примесями, обладающими
наведенной активностью.
Как и на обычных ТЭС, на АЭС имеются местные»щиты уп-
равления с размещенными на них электроизмерительными при-
борами, которые периодически должны проходить госпроверку.
На этих приборах, в особенности на одноконтурных АЭС, мо-
жет быть аэрозольная активность, и перед отправкой приборов
на проверку или ремонт они должны /пройти дозиметрический
контроль, а при необходимости и дезактивацию.
Ремонт и обслуживание остального электрооборудования,
150
включая турбогенераторы, не отличается от общепринятого на
обычных электростанциях, в особенности при выполнении АЭС
по двух- или трехконтурным схемам, где машинный зал счита-
ется «чистым» в радиационном отношении. На одноконтурных
АЭС ремонт генераторов производится аналогично, но с учетом
радиационной обстановки в машинном зале, в особенности при
работе соседних трубогенераторов.
Ремонт электрооборудования открытых распределительных
устройств производится обычными методами, так как опыт экс-
плуатации показал, что в районе действующих АЭС содержа-
ние радиоактивных аэрозолей в атмосферном воздухе по кон-
центрации соответствует уровню фоновых величин и обуслов-
лено только глобальными выпадами. При ремонте и замене
радиоактивного электрооборудования соблюдаются правила об-
ращения с радиоактивными отходами. В частности, оборудова-
ние, которое нельзя дезактивировать и отремонтировать, подле-
жит захоронению в хранилище твердых радиоактивных отходов
соответствующей концентрации.

ПРИЛОЖЕНИЕ
В приложении приведены мощности механизмов собствен-
ных нужд и распределение потребителей по секциям для трех
типов энергетических реакторов: водо-водяного мощностью
400—500 Мет (табл. П-1 — П-5): канального кипящего с графи-
товым замедлителем мощностью 1000 Мет (табл. П-6— П-10)
и быстрого жидкометаллического мощностью 600 Мет (табл.
П-11). Приведенные нагрузки и мощности трансформаторов
собственных нужд соответствуют схемам на рис. 2-13, 2-14, 2-15.
При этом определение расчетной нагрузки на трансформаторы
производится по формулам (2-2)' и (2-3) (кроме нагрузки транс-
форматоров надежного питания 6/0,4 кв в аварийном режиме).
Приведенные в таблицах приложений значения нагрузок и
мощности механизмов даны применительно к ранее выполнен-
ным установкам. Для вновь проектируемых установок даже
той же мощности и тех же типов реакторов они могут значи-
тельно отличаться в связи с усовершенствованием технологиче-
ских схем, совершенствованием оборудования и накоплением
опыта эксплуатации.
!
2
к i
гсеч
о
о я
И
9Z
4SIZ
VZ
ВИТ1МЭЭ
Z9Z
кипмээ
виимээ
qi випнээ
Z3I
431 виимээ
У1 ВИГ1МЭЭ
xiitncHBxopBd
хиннэггаоивхэХ
UI9X 'ЧХЭОН
-ТП01М ВВНХЭЬЭВ^
—. — С4
^__ СМ _,
~~* — (М
СМ — СМ -* —
СОЮ Tf ОО <М СМ
ОО О О ОС!
осо ~- -* -
I S
о
ю
о S
2 я
и
° 2
*& 35
о
я
cd
Си
н
i
W9V 'ЧХЭОН
-УПОИ ВВНЖ01ГВХВ>1
с 5
ж «
г* ft
я сх
ч 2
н та
Ж S
\о сх
й> о
схф
to
W
о са
ж ж
<У со
к сх
та и
•UU 5Я
I OOQOJ О О
I СО СО ОСО СМ О
о о
ю о
ем см
Tgcx
Я2*
о осо
С£)00 ■
<соО
сх
н
£ • 3
О ж
° • я
ж сх
«к • >>
3 • н
я о
я • о
° • £
s 2
д- а ж
*S =
£*ж
СХ« я
s 2 §
я Й *
а та х
w S &
—' СМСО Tj«iOCO
. о та .
* **
• О СП •
ниче
юго
О QJ ffl
о н та •
та и £ •
ж О
У о.
- ж £ <°
^5 ж Н ^»
Ж « я
та 3 °<о
О Ж О^
яв.е-*0
<U Ж О 5S.
^сх« §
ж та та *
о и схя
*<Ь
Ч
го
. с .
s
• о •
£ ** •
о я •
я*
глав
сх
о
та
.S
сх
- о
•в*
о
ж
та
Ь
й 6/0,
СУЗ
I*8
§8".
2 я©
|^
я о та
S8|
Is*
н
sg
• О) О
. 5фл 3 о
•Kiel
та ^
к
as
о» сх
о сх>»с « о
^2,^тасотаР
Sc3tt«Si2Sc3
ска:а-а ж
ОЛдМОЛОд
««^ Й«^ж«.с:
shg-axftBHo*
тата^татао^ечта^
схи о> я сх00 сх*-1^
•и ^
. о 2
О СХ
. та о
. ж-е
2 та
СХ " х Р*
о • лн
й • S я
2 «я
S • о
сх^ с та
о Я о ж
л, < « со
Ort Ж >*
, та^< О и
О.СО сх та
Н ЕЕ
Ю СО (^
153

23
,**
vo
£
s
о
X
3S
s
Он
C£
SC\J
<V *
И
О CD
X О
ST
O-CN
о
О К
«2
, я
Он
со
Я с
S
X -
«и —
о. .
с ч
cd vo
х cd
н
cd
X «
О, н
О
* Я
= X
о g
° *
X Ж
* g
g 2
X д,
S Л
н
а>
о.
cd
XHYncHBiopBd
оахээьи!гом
XHtnoiBiopBd
ОН1ЭЭЬИ1ГОМ
^ к н
о о* се
со та *-
^J cq о
си cd vo
3 « Sh
CQ 4
Ян о а>
£ О X
CQ
•niCHBiOQBd
оахээьшгом
хнн
-HanH'CaoDHdu
ОН1ЭЭЬИ1ГОМ
•YnoiBioQBd
оахээьшгом
Х1ЧН
•HaHHtfaoDHdu
081ЭЭЬИ1Г0М
MOITp BH НЭ1ГЭ1
-Hpadiou он1Ээьи1гом ээтпрО
Ш9Х
'HiraiH9ddiou qiDOHtnow
н £
CD CX
йО
Е-.&
о а
С Ж
та
•UU 5ДГ
W (N СО (М
О 00 О 00
о
• н
се
• о
X
' CD
. х
S
►_ о
л «
О к X
X ^ 3
* Он Д
>, о
ь -
о
Он
се
я
Я
1=3
о
н
С g <D
S Он .
g я S •
^ Q, Ь m
S ^ v Он
CQ си СЗ
< а cd
*- СМ СО
Он
о
VO
се
О, о
о
о а
о се
се
х sS
1 *
S S
»я н
Я Я
Он Я
се ч:
CQ О
< X
С vo
се «
С Д
СМ СМ СМ СМ
00 00 О Ю
СМ СО Ю
Он
0!
Я *
я .
се
ЖИВ
та .
1=3
о .
X
о .
се
Он •
о •
и 5
се «
о
В
CD
КОН
о
с_
о
ь
CJ
Я
er
о
о
О
се
о
X
се
Х14НЖ
се
X
CD
Он
ч:
ЮДЫ
и
»я
О'
Он
я
CJ
-^ ю со t^
154
*
^
о
СО
CD
рвь
С
Я cd
Он се
се н
CQ О
сею
се
CD Он
ч
О 0)
О X
с
*
2
^
о
СО
О)
CQ
Он
с
5 ь
Я а>
Он Л
се н
«»2
се vo
се
О) Он
1=3
cj а>
о х
я
CQ
PQ
ММ ММ
-н - (N (N
I I -
-< —• —• СО
00
см см со со ~
^_н ^, _н _н СМ ^н СМ СМ
ю
см
О
О
с
CJ
О
о
я
о
о
О
CJ х
се * я 5
я . (X)
л t=C Ч Т1
is |S
S S 1 ra
О W g H
^ CQ
ю о см см о
Ю -^ CM CM CM
О
CQ
H
О
»Я
О
Он
уст
ное
О
Он
О
пов
О
ч
се
CQ
я
я
а>
В'
0)
S
О
с
X
3
герметичн]
w
я
Я"
К1ГИ
н
я
О)
СС
о
о.
О
се
Он
а>
я
О)
U
О
Он
се
с
СОВ
бок
CU
Я
су
X
*
се
Ч
X
CQ О
•
•
•
се
Он
О
н
«
се
CD
Он
ХТЫ
се
a
л
•
•
се
Он
>>
н
я
о
«
ого
ОЧН'
жут
О)
S
о
Он
я
о
О
о
се
X
* я s ^
cj дз
^-^ У s я
се
и
Я
CQ
1=1
»Я
Я
S
я
ь
бра
О
я
>.
Он
(-4
•—«
Я
н
<D
CJ
се
CD
я та
о. S
н
« «
cd та
Ч я
о
»Я со
О >»
П Он
О «-.
Н CD
О CD
к Si
я ^
я я
CD H
ч °
Z? CD
Я Я
се ^
Он ^
я я
>^«
н
о
Он
О
н
та
Он
о
•е-
О
я
CD «
та
х а
CD
Я
Я
се
я т
« Я
g g
се
я .г
я се
03 я
« S
(Г) &
>. CD
О, СХ
та s
я о
я
к л
« S
я 2
CD Он
3* О
У я
и
се
я
я
о
о
о
U
Н
Он
О
н
О
»Я
Я
О
VO
CQ
"* Ю СО N 00
СТ> О —■ CM CO ^LOCjOt^ 00
—• смсмсмсм смсмсмсм см
155

Таблица П-3
Определение нагрузки сети надежного питания II группы
на напряжении 6 ке в режиме аварийного расхолаживания и выбор
мощности дизель-генераторов для блока с водо-водяным реактором
мощностью 400—500 Мет в соответствий с рис. 2-13
(секции 1Б2, 2Б2)
пп.
Наименование потребителя
и нагрузка на дизель-
генератор
Аварийный насос техниче-
ской воды
Нагрузка трансформатора
6/0,4 ке надежного пита-
ния
Противопожарный насос
Расчетная нагрузка в ава-
рийном режиме, кет . .
Тип электро-
двигателя
или транс-
форматора
АО-114-4
ТС-1000
А-112-4М
Каталож-
ная мощ-
ность,
кет
Расчет-
ная мощ-
ность,
кет
200
1000
200
160
1141
200
1501 *
Количе-
ство ра-
ботающих
при обес-
точива-
нии
* Выбираем 1 рабочий дизель-генератор ДГ-1600 с генератором
СГД-15-54-8 на блок и 1 резервный на 2 блока.
Нагрузки собственных нужд ка постоянном токе блока
с водо-водяным реактором мощностью 400—500 Мет
Таблица П-4
я
1
2
3
Наименование
потребителя
и нагрузка на батареи
Постоянно подтя-
нутые якоря элек-
тромагнитов и ре-
ле
Постоянная нагруз-
Электродвигатель
аварийного мас-
лонасоса турби-
Количество
2
Номинальная
мощность
2
6
25
Номинальный
ток, а
1
9
27
Г32
1
Расчетный ток
длительного ре-
жима, а
120
Пусковой'ток, а
264
I Расчетная нагрузка, а
Номиналь-
ный режим
9
27
Аварийный
режим
9
27
240
Наибольшая
толчковая
нагрузка ,
9
27
156
Продолжение
с
с
2
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Наименование
потребителя
и нагрузка на батареи
Электродвигатель
аварийного насо-
са уплотнения
вала генератора
Электродвигатель
преобразователь-
ного агрегата опе-
ративной связи
Постоянно горящие
лампы аварийно-
го освещения . .
Приводы выключа-
телей 2ВЭМ-
6+ 1ВВБ-330
Обратимый двига-
тель-генератор . .
Аварийное освеще-
ние
Подпитка согласо-
ванной обмотки
возбуждения ге-
нератора ....
Насос промежуточ-
ного контура . .
Постоянно вклю-
ченные реле, лам-
пы щитов ....
Суммарная нагруз-
ка на батарею . .
Нагрузка на бата-
рею блока без
обратимого двига-
тель-генератора и
насоса промежу-
точного контура
Нагрузка на бата-
рею обратимого
двигатель-генера-
тора и насоса
промежуточного
контура
Примечание. В
о
со
н
о
<и
я
о
2
1
—
2
1
1
—
1
1
со
я
сЗ Н
Я О
я я
X s
7
«
3,2
3
32
15
25
5
3
я •
J3
со
х2
37
18
13,6
68
132
i
ь о
* о
3 я
яла
2 2 л
V Н >g
а- ег*
30
18
13,6
146
68
105
25
а
о
н
о
со
о
а
93
55
—
330
Расчетная на
а
я а
I»
X я
13,6
25
75
75
3
я
я s
(X Я
СО D
< сх
60
18
13,6
146
68
46
132
25
922
644
278
целях унификации выбираем блок 1
батарею и 1 батарею промежуточного контура типа СК-28
грузка, а
к"
СО
Э к
я Л СО
с * *
sis
X н я
60
18
13,6
304
146
68
46
330
25
1193
717
476
блочную
157

= 52
к i
О
о *
CQ ™
is
а со
is
О I
2 I
Н о
*§§
О *"*
л 2
2 <=>
■e-as
II
annBaotfox3Bd
aonqirBwdoH
BdoxBdaHajogdAx
oj-s аонвхэо и
вdoxвwdoфэнвdx
ojShopBd BHawBg
BdoxBdaHajop
-dAx 0J-3 мэЛи и
вdoxв^мdoфэнвdx
OJ9hOpBd BH9WB£
я а
я о
о я
II
9iiHBaot7'ox3Bd
90HqirBiMdoH
вdoxвwdoфэнвdx
ojahoped внэгмв£
винкохэ
-ОЭ OJOHtfOIfOX
ей ВМ01Г9 мэЛтт
9WH>K9d
woHqirBwdoH н xnrnoiBxopBd
хиннэ1гаонвхэХ
шрз/ 'ВМ01Г9 о л
-9hBdoj энаонвхэо ndij
1U9X 'ВМ01Г9
ojoHtfoirox эмэЛц ndjj
Ш9М 'ЧХЭОНН101М ВВНЖ01ГВХВ>|
5i
с я
я ч:
н
vo те
« в* •
Q.H X
н
с» J
я « £
я >>5
со Q«S
о t- g"
я яО
3 я-е
X ч
•mi ejsf
Ю CM СМ <М
г- СМ -Ч Г-Н
00 О СМ СМ
г-н СМ _
Tf О — СМ ^н СМ
см —. —.
gg
I S § §
Ю О LO 00
Ю О О ОО
ооо ооо
СМ О О ООО
со см о ооо
X
н
о У
о § §
U О О
НИН
я о н >»л
П О сз « S3
с; Я я ЯЮ
—< см со
о о
я о
Я У
Я эЯ
сз J2
а*
й) Я
Чй
Я сз
О Ю
. g-к
Н о
t[S\0
о о.
И 2 5
«и я
О Я СЗ
х сз ч
о схсо
Н
• Sii^ . я С
« СЗ Xrf £ Н
^ 2 оо о
it
о к !
Я СЗ,
сз Ч- ,
Си соо
н
О ° О Я О д
Н д Н а- Н о
2 о2 « 2 Й
2 cuS н 2
ftoasa
о н о с о
oS'S'o'to
к я s ^ в j-
* £ я 2 я 2
Н Н Н
Tf СЗ ^
о я сз
СО" S
О,
СЗ сз О
с >>я
5-о.я
о и си
йй сз н
о —
158
§■ ^
^ S
I© О
2
JQ
н
о
о
X
о
о
о.
о
н
us
2
S
'З'
к
с
X
2
3
=
8 5
v© a>
ее S
is
= о
2
X
S
ю
о
3
о.
о
н
<Й
о.
о
•е-
о
X
Си
О
Ои
2^
//^ ИИ11МЭЭ
<7^ виг1мээ
]/^ BHtlM93
/^/ ВИИМЭЭ
cjJ ВИПМЭЭ
yi випмээ
xnrncHBX09Bd
хнн
-нэ1гаонвхэЛ
Ш9Х
'qxooHrnow ввнхэьэв^
Ш9Ы
4qx30Hrnow ввнжо1Гвхв\1
я «=с
н
СМ ^ —« СМ — —' —'
СМ — СМ — СМ СМ —' СМ — .,— СМ
СМ — СМ СМ — — —'
г- —, ^- О
СМ—' СМ СМ — СМ — —< —
О — --г см 00 см тг •* — О — см — см— — см
оосмюсмоо^офсмем ocscm-
см — см — — см —
§!1§§§§§§2 fill §§§1Ц1
— — СМ
О ОО ООО
8 о ооою
об ооо осм
Ц§1 ЩЩ
?go^
о ,
оо о0
ooog
оОО-00
1
0)
сз
•UU 5Я
2u
В!
m О сз
СЗ w Н
е W я
о я о
о s н
ovo я
сз схез:
я >>сз
- н ч
-ой
■я о о
, н« a
I СЗ -а о
' Н £ О
' Я И СЗ:
cgx
« я=я
3 ^3
я к я
'Я Ч s
я >чи
a^ cQ
сз act
и я о
5 ^2
н о о
С) W Г
0)
«IS
2 Si. ж
a ^ н
S
ян°
SK «
Си я ч
<U Я ft
я о
s s о ;2
с> о « s
я * чо
о 2i.H>s с
ю Чва .
X
Он
н
1:1
• *2о -I -^
° ° я 2 о
• &* 8. "1 " |
к щ 2 н « ж^.
• S n г s я о
оф2Й «я
• с, ОЮ Л Я ри
•о 2^ = с,ь
СЗ
• S
о w
XX
С Н
о «в 5- о
*-^^ щ i s со п
t. сз 2 т С-О t-
э а. о о> я а<я
—i СМ СО ч* Ю О h» X СЛ О —< CM CO Tf Ю О^ООСЛО — СМ
—. —I—I—, _ _ __ _ _* _ ftj ft] ftj
159

Нагрузка на резервный трансформатор собственных нужд блока
Наименование потребителя
и нагрузка на трансформатор
Тип электро-
двигателя
1 Главный циркуляционный насос .
2 Насос системы уплотнения ГЦН •
3 Питательный насос
4 Аварийный питательный насос
5 Циркуляционный насос турбины . .
6 Подъемный насос газоохладителей
7 Конденсатный насос . .
8 Насос конденсатоочистки
9 » технической воды охлажде-
ния реактора
10 Пускорезервный масляный насос
системы регулирования турбины
11 Трансформатор рабочий 6/0,4 ква
12 » надежного питания
6/0,4 кв
13 Трансформатор вентиляционного
центра 6/0,4 кв
14 Трансформатор ОРУ 6/0,4 кв - • •
15 Трансформаторы мастерских и ХВО
6/0,4 кв
16 Трансформатор компрессорной
6/0,4 кв
17 Резервный возбудитель
18 Циркуляционный насос добавочной
воды
19 Нагрузка на резервный трансфор-
матор, кв-а . . .
АТД-800
АС-5000/6000
АТД-800
АВ-1536-8
А-113-4
АВ-1641-6
А-114-4
ТС-1000
ТС-1000
ТС-630
ТМ-630
ТМ-630
ТМ-1000
ДАЗ-1818-8
5000
800
5000
800
1000
250
800
200
1000
1000
630
630
630
1000
2000
4000
590
4850
720
1000
250
1220
410
650
168
1000
723*
630
630
630
1000
2000
300
При расхолаживании нагрузки на трансформатор возрастают до
Выбираем 1 резервный трансформатор типа ТРДН-63 000.
160
Таблица П-7
с канальным кипящим реактором мощностью 1000 Мет
2
X
X
О)
к
танов
о
>»
8
2
5
2
8
6
6
6
2
6
6
2
2
1
2
1
1
2
1140 и
альном
S
О
X
03
X.
1
«8
о я
*>*
Л qi
ftu
6
1
4
2
8
4
4
4
1
4
6
1
2
1
2
1
1
2
ia (см
В работе
О я
из х
оян
So
о"
уск бл
одного
U. Ч
6
1
2
—
1 4
1
2
2
1
1
4
1
2
1
2
1
1
50 000**
. табл. П-
Количество потребителей
работающих при пуске
один турбогенератор
чего
ора
о н
VO «
О. О.
мена
ансфо
ТО (X
СО н
6
1
2
—
4
2
2
2
1
4
1
2
1
2
1
1
2
52 000**
8).
о
о,
0J
О х
и"
Нормал
холажи!
6
1
2
4
2
2
2
2
4
1
2
1
2
1
1
43 000**
В работе
Я о)
чего
ора
рбог
2 Z >»
ю л н
CU 0,0 Я
мена
ансфо
ск 2-г
ратор
Я rv p>» 0J
POhCS
6
1
4
8
3
4
4
1
1
4
1
2
1
2
1
1
69 000**
два турбогенер
■* °
Я\о
чего
ора
тур
2 £ о
2.5я&
мена
ансфо
ганов
нератс
я йо и
СО Н О U
6
1
2
8
4
4
4
1
5
1
2
1
2
1
1
60 000**
атора
о
х
«3
а
О а.» 1
я я
•а я
« рз 1
S S
о^
Хч
6
1 1
2 |
8
4
4
4
2
5
1
2
1
2
1
51000**
161

Таблица fl-8
Нагрузка сети надежного питания II группы на напряжении 0,4 кв
в нормальном режиме и при аварийном расхолаживании
в соответствии с табл. П-6, п. 12 и с рис. 2-14 (секции /Я, 2Н)
Наименование
потребителя и нагрузка
на трансформатор с. н.
н£
Количество
потребителей
си
CQ
О
я
н *
U А
>>Я
■ЩИХ
ином
2 к ш
бота
авар
ЖИМ1
та си
О.М О,
щих
ль-
:име |
2 «Я
та S а;
н О, О,
° О „
ХО я S
та о
о. со я
Примечание
9
10
11
12
13
14
15
Нагрузка сети надежного
питания I группы:
а) нагрузка СУЗ . . .
б) вычислительно-ин-
формационная ма-
шина
в) щиты управления
г) аварийное освеще-
ние и связь
д) перегрузочная ма-
шина
е) пусковые насосы
дизель-генераторов
ж) постоянная нагруз-
ка обратимого агре-
гата
Конденсатный насос техно-
логического конденсатора
Аварийный насос охлажде-
ния СУЗ
Масляный резервный насос
турбины
Вытяжная установка поме-
щений реакторного цеха
Аварийное освещение . . .
Насос подачи чистого кон-
денсата
Валоповоротное устройство
Маслонасос системы уплот-
нения вала генератора . .
Насос дренажного бака ос-
новного контура
Приточная установка реак-
торного зала
Дозиметрический контроль
и щиты управления . . .
Насос чистого конденсата
Приточная установка к ска-
фандрам машинного зала
То же, реакторного зала . .
А-2
92-2
А-62-4
А-106-64
А-82-2
-
-
-
—
—
КО-11-2
АОЛ-41/2
АОЛ-41/2
26
20
11
36
20
58
26
120
9
80
50
100
74
40
32
23
32
40
6,5
2,2
2,2
1
1
1
1
1
1
1
2
1
4
2
1
1
2
4
1
2
1
1
2
2
1
Один из на-
сосов отклю-
чается через
2 ч
Включается
через 20 мин
после аварии
Работает
периодиче-
ски
Работает
периодиче-
ски
Работает
периодиче-
162
Наименование
потребителя и нагрузка
на трансформатор с. н.
Kg
та «а
к *
и „
Й &
та о
СХ я
Количество
потребителей
2 я и
та й§
16
17
18
19
20
21
Сепаратор масла дизель-ге-
нераторов
Подогреватель масла ди-
зель-генераторов . . . . ,
Водяной насос дизель-гене-
раторов
Сепаратор топлива — ди-
зель-генераторов ....
Фактическая нагрузка в ре-
жиме аварийного расхо-
лаживания, квт/(кв-а) .
Нагрузка в нормальном ре-
жиме, квт/(кв-а) ....
4
36
1
П
Продолжение
^Примечание
1021/1140*
657/723*
* Выбираем 1 рабочий и 1 резервный трансформатор типа ТС-1000.
Таблица П-9
Определение нагрузки сети надежного питания II группы
на напряжении бкв в режиме аварийного расхолаживания и выбор
мощности дизель-генератора для блока с канальным кипящим реактором
мощностью 1000 Мет в соответствии с рис. 2-14 (секции ///, 2Н)
Наименование
потребителя и нагрузка
на дизель-генератор
Тип электродви-
гателя
Каталож-
ная мощ-
ность,
кет
Расчетная
мощность,
кет
Количе-
ство ра-
ботающих
Аварийный питатель-
ный насос
Насос технической во-
ды охлаждения ре-
актора
Нагрузка трансформа-
тора 6/0,4 кв надеж-
ного питания . . . .
Противопожарный на-
сос
Расчетная нагрузка
в аварийном режи-
ме, кет
I
АТД-800-3000
АВ-16-41-16
ТС-1000
А-12-32-4
800
800
000
400
720
650
1021
400
2491
* Выбираем 1 рабочий дизель-генератор, ДГ-4000 с генератором
СГД-16-69-6 на блок и один резервный на 2 блока.
163

N
2|
О
X
В
о
S
S
О
О.
о
о
5
X
2
X
V©
О
ев
X
зка
>»
L,
та
ж
к
та
Расчет
та
а
боль-
толч-
вая
узка
SrO^
»я
а« ~
о. £ а
< а
5x5
£ -0 *
° Ч си
X та а
я
О ВОЙ
Ы А
1 НЫЙ ТО
длител
НОГО
режимг
а
00 CM —•
CM rf
r^ h-
00 CM —
CM rf<
h- h-
00 CM —•
CM ^
.
1
t^ r^
00 CM —«
CM rf
<D~
сО~аГ
•—•
CD
CO 1
со
~ 1
CO I
.
1
co~
co~a>
LO
CO
CO
CO
t^
1
1
Tt<
CM
00
00
CM LO
f^ —.
LO —*
Tt« LO
О -H
CO —
1 1
1 1
о о
CM CO
rf CO
CM LO
LO —<
о
00
LO
о
00
LO
1
1
1
о
00
LO
CO
^^
CO
CO
О CO 00
CM — OO
CM О
CM
CO
1 1 ^f
1 1 CO
CM
CD
1 1
1 1 a>
00
1 1
LO 00
LO
•*• « w г*
s ? о 5
я о
s
4)
3* О
ЗГ И
ч н
о w
Я Си
рига
я «
та со
Я ^
2 си
00 СМ О СО LO 00 О
СО СО СО h- —< СО —<
—. —. CD
—i LO ОЭ СО СМ
СМ ''f -H
4 я
£? • s<
а> • о, ,_,
Си Н S
s . SC
s К
, ч*
^ И
, ТО 0
• - ь *-
I К S g
s 3" &
До.-
о >?*
'Я £?
^ м Ь
о « та
си
О
н
S
та
СП
аз
о к >>
х *-* о
О я» ТО О
к е к а
к 5 - 2
* °з 5 S
о F о а
о ^ си то
о
• о
о
• ТО
Я
гг. °
£<§
О ее
03 •*
Он
£»К
к £
а> л
(-, х
m8S
3 S
^ CL
аз д
<
О <L>
«з то
- щ Ь
3 о «
к ч «
к о ^
&*««
— 3 3
S к 5
««s
R ТО Си
° юю
. см
« Ч
s <и
s 2
£ so
о ИП
я - .
то S CQ
К си^1
о
CQ
CQ
О
Он
о
н
ТО ;j»
х Ч
О)
и со
Й ^
си ^
та и
2
Си
то
то
VO
то
X
та
00
Си
(_
то
9
>>
к
Си
о
н
>^
tr1
о
сз
VO
CQ
S
S
Он
с
~ см со ^f ю со
<м
164
о
о.
о
н
а>
Си
т
S
(0
о л
я ч
8S
так°^
Си та х
о; те я ,5 „*н
£ ^я <и а»
к о 2 Сич
н< U О С
S
S
си
н
о
3
ю
s^
о .
ю s
Си
X О
X §
з к
X w
X о
аз с
Ю со
и
о»
о. н
° Й
*я
«-> 5-
S ^
Й °
S
з-
о
ю
ев
О.
ев
X
VI
О
>>
Си
и
ев
X
си
S^
Si^
и я^
Й^
о о
со о
счоо см см
g£ S
СО О
СМ О
см о
СМ — СМ —|
СМ — —<
н —. ~+ ГО
xnrnoiBiopBd
ХИН
-нэ1гаонв1эА
tW93/ 'Ч1Э0Н
-YnOW НВН1ЭЬЭВ(1
ч2
£ Си
" 2
сиа
н о
с и
СО СОСО^СОСОСМ-
СМ СО "f СМ СМ
СО СО СЛ Tf СЛ СО СО СМ СМ СО —< —< СО 0> гГ СМ СМ О СМ
о оооооюо
1-н -rf» об СМ СМ СМ —■'О
со —. см^ -н
ОЮ ОО О СО О
осо о о о см о
см со — см см см о
X
Си
н
(U
та
•ни 5Я
' о ' '
* о
• * •
. о . Я
S
• о
. Си
. о»Я та
2 2 я
* л -
«Яд
2 а к
о
ч
о
я
х ,«
&я
о я
йй ч:
та ^
ач
■Ч. я
. О 0)
с>^
|:§
та ^»та
Ч н Ч
*5 8 я 8 3 £
3 s я «сия
Я д- Н Я 4J ft
' л Й а о « ш
2 ^ ^9i « ° °
сия « ч: о « о
>>н Сид о о a
н я я о л ?>><я
3 °
о ' г ja о га л
8 -o^sSi
s-ISS8.g
* :*sge8
►Q Я>0 я О
Я Си« О g «
о о о « Й *
я н ас 3 ю
§ S «'2 s &
Я" KcuEpq
■ oS
. * я
о^
о ч
я я
и н
га я
0) U «
За
РЗ Н
о та
Ч 2
• ра л
о; я
• Сил
• О и
• Си£
• ^ о
' Си
' га
.2 « .
. Сил © .
о 2
. О
га 1
^> та -^, та
<© Си^о Си
Н Н
" чо р. & -
^Я §S
со а го м
* * со Я о
« та 2 «
со 4F ю со t>- оо а о—icmcotf юсо
165

ЛИТЕРАТУРА
1. Батов В. В., Корякин Ю. И. Экономика ядерной энергетики. Атомиздат,
1969.
2. Лейпунский Л. И. и др. Атомная электростанция с реактором БН-600.—
«Атомная энергия», 1968, т. 25, вып. 5.
3. Лейпунский А. И. и др. Быстрые реакторы БН-350 и БОР.—«Атомная
энергия», 1966, т. 21, вып. 6.
4. Петросьянц А. М. Энергетические реакторы для атомных электростан-'
ций.— «Атомная энергия», 1969, т. 27, вып. 4.
5. Лаврененко К. Д. Атомная энергетика сегодня.— «Электрические стан-
ции», 1969, № 7.
6. Фейнберг С. М. Атомные электростанции.— «Атомная энергия», 1968,
т. 25, вып. 5.
7. Маргулова Т. X. Атомные электрические станции. «Высшая школа», 1969.
8. Стекольников В. В. и др. Атомная электростанция с двумя реакторами
ВВЭР-440.— «Атомная энергия», 1968, т. 25, вып. 5.
9. Синев Н. М., Удовиченко П. М. Герметические водяные насосы атом-
ных энергетических установок. Атомиздат, 1967.
10. Канаев А. А., Копп И. 3. Судовые и стационарные жидкометалличе-
ские энергетические установки. «Судостроение», 1968.
11. Вольдек А. И. Электрические машины. Л., «Энергия», 1968.
12. Ливанова О. В., Фельдман М. Л., Чистиков А. П. Совместный выбег
турбогенератора и механизмов с. н. электростанций.— «Электрические станции»,
1959, №2.
13. Ливанова О. В., Фельдман М. Л., Чистиков А. П. Совместный выбег
турбогенератора и механизмов с. н., приводимых синхронными двигателями.—
«Электрические станции», 1959, № 10.
14. Марин Н. И. и др. Электромагнитные насосы для щелочных метал-
лов.— «Атомная энергия», 1965, т. 18, вып. 3.
15. Вилова Е. М. и др. Разработка и эксплуатация винтовых индукцион-
ных насосов.— «Магнитная гидродинамика», 1965, № 1.
16. Турецкий Л. И. и др. О выборе рационального типа главного циркуля-
ционного насоса АЭС с реактором, охлаждаемым водой под давлением.—
«Теплоэнергетика», 1970, № 12.
17. Правила устройства электроустановок. М., «Энергия», 1964.
18. Нормы технологического проектирования тепловых электрических стан-
ций и тепловых сетей. М., «Энергия», 1967.
19. Кузнецкая Т. А. Особенности главной схемы электрических соединений
и схемы с. н. 6 кв атомной электростанции, выполненной по схеме моноблока.—
«Электрические станции», 1970, № 9.
20. Электрические особенности АЭС Энрико Ферми фирмы SELNI.—
„Transaction AIEE. Power Apparatus and Sistems", 1964, № 2.
21. Доллежаль Н. А. и др. Опыт эксплуатации Белоярской АЭС—«Атом-
ная энергия», 1969, т. 27, вып. 4.
22. Овчинников Ф. Я. и др. Пятилетний опыт эксплуатации Ново-Воро-
нежской АЭС.— «Атомная энергия», 1969, т. 27, вып. 4.
23. Федоров А. А. Электроснабжение промышленных предприятий. М.,
«Энергия», 1965.
24. Чернобровое Н. В. Релейная защита. М., «Энергия», 1966.
25. Milton S. Nuclear power the next decade of development.— „IEEE
Spectum", 1967, vol. 4, №> 10.
26. Nuclear plant emergencu power.— „Power Engineering", 1968, vol. 72,
№ 2.
27. Рябинин И. А. Основы теории и расчета надежности судовых электро-
энергетических систем. «Судостроение», 1967.
28. Гук Ю. Б., Казак Н. А., Мясников А. В. Теория и расчет надежности
систем электроснабжения. М., «Энергия», 1970.
166
29. Черновец А. К. Определение надежности конденсаторных батарей с
учетом резервирования и профилактики.—«Электрические станции», 1970, № 2.
30. Анализ аварий и случаев брака в работе на электростанциях и в сетях
энергосистем за 1965 г. М., «Энергия», 1966.
31. Сыромятников И. А. Режимы работы асинхронных и синхронных дви-
гателей. М.—Л., Госэнергоиздат; 1963.
32. Мотыгина С. А. Эксплуатация электрической части тепловых электро-
станций. М., «Энергия», 1968.
33. Синьчугов Ф. И. Упрощенная методика технико-экономического срав-
нения схем электрических соединений РУ электростанций.—«Электрические
станции», 1968, № 2.
34. Гук Ю. Б., Ханин В. Н. О целесообразности объединенных блоков на
тепловых электростанциях.— «Электрические станции», 1969, № 6.
35. Крамеров А. Я. и др: Некоторые пути развития реакторов ВВЭР.—
«Атомная энергия», 1964, т. 17. вып. 6.
36. Некрасов А. М. К оценке перспективных графиков электрической на-
грузки и их покрытия.— «Электрические станции», 1969, № 11.
37. Корякин Ю. И. и др. Методика расчета стоимости воды и электроэнер-
гии для ядерных опреснительных установок.— «Атомная энергия», 1965, т. 19,
вып. 2.
38. Горнштейн В. М. Наивыгоднейшие режимы работы гидростанций в
энергетических системах. М.— Л., Госэнергоиздат, 1959.
39. Усов С. В. и др. Решение задачи наивыгоднейшего распределения на-
грузок на счетно-решающей машине AHPAH-IV.— «Электричество», 1964, №2.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие 3
Глава первая. Роль электрических схем и электрооборудования в техно-
логическом цикле производства электроэнергии на атом-
ных электростанциях . 5
1-1. Технологические схемы АЭС с различными типами энергетиче-
ских реакторов и взаимосвязь технологической и электрической
частей АЭС —
1-2. Основные типы энергетических реакторов для АЭС, намечаемых
к сооружению в СССР И
1-3. Особенности электрооборудования и механизмов собственных
нужд АЭС 12
1-4. Особенности режимов АЭС, обуславливающие различия в элек-
трической части АЭС и ТЭС на органическом топливе ... 25
Глава вторая. Схемы электрических соединений установок собственных
нужд 30
2-1. Категории потребителей, принципы построения схем и резер-
вирования питания механизмов собственных нужд 51
2-2. Сети и источники надежного питания
2-3. Примеры построения схем собственных нужд АЭС с реактора-
ми различных типов . . 67
167

Глава третья. Определение надежности электроснабжения механиз-
мов собственных нужд АЭС в нормальных и аварий-
ных режимах 73
3-1. Расчет надежности электроснабжения потребителей I и II групп
в режиме аварийного обесточивания * . —
3-2. Определение вероятности бесперебойного электроснабжения по-
требителей собственных нужд в нормальном режиме .... 81
3-3. Методика учета надежности оборудования и режимов работы
АЭС при выборе схемы питания собственных нужд . . ... 86
Глава четвертая. Обеспечение бесперебойности электроснабжения меха-
низмов собственных нужд АЭС в аварийных режимах 92
4-1. Использование выбега турбогенераторов в режиме аварийного
расхолаживания —
4-2. Пуск и самозапуск электродвигателей собственных нужд от
автономных источников питания 110
Глава пятая. Особенности главных схем электрических соединений АЭС
5-1. О целесообразности объединенных блоков на АЭС . . . . .118
5-2. Примеры выполнения главных схем электрических соединений
АЭС 126
Глава шестая. Режимы работы АЭС в энергосистеме . . .130
6-1. Влияние режимов работы АЭС на условия работы электриче-
ского оборудования и на надежность —*
6-2. Влияние структуры себестоимости электроэнергии на режим
работы АЭС ............"• 131
6-3. Изменения конфигурации графиков нагрузки, структуры гене-
рирующих мощностей й регулировочных возможностей электро-
станций .134
6-4. Приведение расхода топлива на АЭС к расходу на ТЭС на ор-
ганическом топливе. Определение стоимости условного топлива
на АЭС 138
6-5. Расчет участия АЭС в покрытии графиков электрической на- %
грузки системы без отключения энергетических блоков . . .139
6-6. О целесообразности отключения энергоблоков для сохранения
базисного режима работы АЭС .143
6-7. Возможные функции АЭС с различными реакторами в энерго-
системе 145
Глава седьмая. Особенности эксплуатации электрооборудования АЭС . 147
7-1. Особенности конструкции электротехнических устройств и ка-
бельных коммуникаций в «грязной» зоне . . —
7-2. Организация ремонта электрооборудования «грязной» зоны . 149
Приложение 152
Литература 166