Система автоматичного регулювання (САР) турбіни атомної електростанції

Перелік умовних позначень, скорочень і термінів

АЕС – атомна електрична станція

АІР – імпульс автоматичного розвантаження

АКЗ - активна зона реактора

АЦП – аналогово-цифровий перетворювач

БПН – блок постійної напруги

БЩУ - блочний щит управління

ВВЕР – водо-водяний енергетичний реактор

ВП – вимірювач потужності

ГЦК - головний циркуляційний контур

ГЦН – головний циркуляційний насос

ГЧСР – гідравлічна частина системи регулювання

ДИФ – канал диференціатора

ДКТ – датчик керуючого тиску

ЕВ – електромагнітний вимикач

ЕГП – електрогідравлічний перетворювач

ЕОМ – електронна обчислювальна машина

ЕЧСР – електрична частина системи регулювання

КРТ – контур регулювання тиску

КРЧО – контур регулювання частоти обертання

КТ – Компенсатор об’єму

МЕО – механізм електричний однообертовий

МКТ – механізм керування турбіною

НВТ – насос високого тиску

ННТ - насос низького тиску

ОЗП – оперативний запам’ятовуючий пристрій

ОП – обмежувач потужності

ОТЗ – обмежувач темпу задання

ПА – протиаварійна автоматика

ПАУ – канал післяаварійного управління

ПHТ – підігрівник низького тиску

ПГ - парогенератор

ПЗ – протиаварїйний захист

ПЗО – пристрій зв’язку з об’єктом

ПКН – канал початкової нерівномірності

ПР – перемикч вибору сигналів

РБ – регулятор безпеки

РК – регулюючий клапан(турбіни)

РПТ – регулятор потужності тиску

РФ – релейна форсировки

САК – субблок аналогового перетворювача

САР – система автоматичного регулювання

САОЗ – система аварійного охолодження активної зони реактора

СВП – субблок вихідного підсилювача

СВС – субблок вихідного сигналу

СІ – субблок індикації

СКР – субблок комутації реле

СКС – система контролю сигналів

СН – стабілізатор напруги

СП – субблок перемикачів

СПП-сепаратор пароперегрівник

СПЧ – субблок перетворення частоти

СТП – субблок токового перетворювача

СУЗ - система управління та захисту

ТА – технологічна автоматика

ТВЕЛ – тепловиділяючий елемент

ТГ – турбогенератор

ТГІ – тахогенератор індукційний

УКП – канал прогріву турбіни

ЦАП – цифро-аналоговий перетворювач

ЦВТ - циліндр високого тиску

ЦНТ – циліндр низького тиску

ЯЕУ – ядерна енергетична установка

ЯПУУ – ядерна пароутворююча установка

Вступ

Атомна енергія відноситься до довгострокових і відносно дешевих видів енергії. І те й інше вкрай важливо для сучасної цивілізації, яка вже зараз відчуває нестачу в енергетичних ресурсах, що, в свою чергу, відбивається на зростанні вартості енергії. Проте, освоєння атомної енергії і розвиток ядерної енергетики зустрічають протидію з боку світової громадськості, що стурбована проблемами ядерної безпеки, можливістю забруднення навколишнього середовища радіоактивними відходами і небезпекою поширення ядерної зброї.

У зв'язку з паливоенергетичною кризою, широкій громадськості було переконливо показано, як важлива енергія для забезпечення нормальної життєдіяльності людини. Стало очевидним, що доступних для використання джерел нафти і газу при існуючих масштабах споживання може вистачити лише на кілька десятиліть. Тому в даний час усе більш зростає увага до пошуків альтернативних енергетичних ресурсів і дослідженням у цій області. Людству необхідно навчитися жити в умовах енергетичних запасів, що змінюються, і зростаючих труднощів, включаючи технічні проблеми, ріст цін, необхідність значних і довгострокових капіталовкладень, незалежно від політичного устрою суспільства.

Використання енергії ядер, що поділяються – одна з найважливіших альтернатив традиційної теплоенергетики, особливо для країн з убогими ресурсами палива. В даний час економічно вигідніше виробляти електроенергію на великих АЕС, ніж на традиційних електростанціях, за винятком деяких районів зі сприятливими умовами для використання гідроенергії чи з великими запасами кам'яного вугілля. Атомна енергія поряд з використанням в електроенергетиці може бути застосована на морському транспорті, у комунально-побутовому і промисловому секторах у виді теплоти й інших енергоємних виробництв.

Розвиток ядерної енергетики завжди асоціюється з потенційною небезпекою радіоактивного зараження біосфери. Ця унікальна особливість ядерної енергетики, невідома в інших областях людської діяльності, викликає серйозне побоювання громадськості. Дійсно такий ризик існує і в основному через значну концентрацію радіоактивних матеріалів в активних зонах реакторів, частина яких, у принципі, може виділитися в результаті аварії, диверсії чи війни. Існує також ризик витоку радіоактивних продуктів при видобутку уранових руд, на переробних заводах і інших підприємствах, зв'язаних з обробкою і збереженням радіоактивних матеріалів.

Для захисту населення та обслуговуючого персоналу АЕС і інших підприємств ядерної енергетики від радіаційного ураження розроблені норми і правила забезпечення безпеки при проектуванні й експлуатації потенційно небезпечних об'єктів, створені державні органи ліцензування й інспекції таких об'єктів, затверджені кваліфікаційні стандарти для персоналу, що несе відповідальність за безпечну експлуатацію АЕС і інших підприємств паливного циклу.

Безпечна, надійна й економічна експлуатація ядерного реактора на всьому протязі 30-літнього терміну служби була б неможлива без глибоких знань і досвіду фізиків, інженерів-механіків, електриків, хіміків без кваліфікованої роботи безлічі техніків і робітників, особливо зварників, електриків, будівельників. Виконання цієї умови в ядерній енергетиці привело до вражаючих результатів: забезпечило на сьогоднішній день рекордні показники по безпеці й економічності АЕС, що є надійною основою для широкомасштабного розвитку ядерної енергетики.

Сучасний етап розвитку енергетики характеризується прогресивною часткою АЕС, що збільшується у виробництві електроенергії. За короткий термін – близько 20 років атомна енергетика пройшла великий шлях від першої АЕС до блоків потужністю 1000–1500 Мвт і більш, ставши одним з найважливіших джерел енергії для багатьох країн і економічних районів. У процесі розробки, проектування й експлуатації АЕС накопичений великий досвід, у тому числі по створенню систем контролю і керування.

Безупинне зростання вимог до контролю і керування, викликане необхідністю підвищення безпеки і надійності АЕС, підвищенням одиничної потужності блоків, а також інтенсифікацією технологічних процесів, зажадало широкого застосування нових технічних засобів автоматизації – електронних обчислювальних машин, пристроїв логічного керування – перегляду принципів організації керування АЕС.

АЕС можуть споруджуватися в будь-якому географічному районі країни, але обов'язково при наявності джерела водопостачання. АЕС споруджуються по блоковому принципі, як у тепловий, так і в електричній частині.

Їх вигідно будувати з енергоблоками великої потужності, тоді по своїх техніко-економічних показниках вони не уступають КЕС, а в ряді випадків і перевершують їх.

В даний час на АЕС встановлюються енергоблоки потужністю 1000–1500 Мвт і уся вироблювана електроенергія (за винятком витрат на власні потреби) видається в енергосистему по лініях високої і понад високої напруги. Коефіцієнт корисної дії АЕС складає 35–38%, підвищити який дозволяє застосування мікропроцесорної електричної частини системи регулювання (ЕЧСР).

ЕЧСР є регулятором турбіни, що входить до складу системи автоматичного керування потужністю (САКП) енергоблоку. Призначена для керування РК турбіни у всіх режимах роботи блоку.

ЕЧСР призначена підвищити:

ступінь автоматизації роботи блоку в різних режимах його роботи;

стійкість роботи блоку в нормальних експлуатаційних умовах, а також

при відмовленнях і непланових відключеннях технологічного устаткування;

поліпшити динамічні характеристики турбіни енергоблоку.

У режимах зі скиданнями електричного навантаження задачею ЕЧСР є поліпшення протирозгонної характеристики турбіни.

Передбачено можливість використання ЕЧСР в:

режимах пуску (розворот турбіни, синхронізація ТГ із мережею, навантаження) і зупинки (розвантаження, зупинка турбіни);

нормальних режимах роботи енергоблоку при регулюванні заданого параметра;

при технологічних обмеженнях на блоці через непланові відключення допоміжного устаткування;

при скиданнях електричного навантаження.

Впливаючи на РК турбіни, ЕЧСР дозволяє виконати в залежності від режиму роботи блоку, регулювання наступних параметрів:

частоти обертання ротора турбоагрегату;

активної електричної потужності;

тиску свіжої пари в ЦПК;

тиску керуючої рідини при максимальному навантаженні ТГ.

Перший контур (малюнок. 1.1) складається з реактора (1) і чотирьох петель, кожна з який включає парогенератор (2), головний циркуляційний насос (3) і головні циркуляційні трубопроводи, Будова декількох паралельних петель виключає необхідність резервування устаткування, зокрема циркуляційних насосів. Число паралельних петель визначається максимально досяжною потужністю окремих елементів устаткування. Вода в реактор надходить при тиску 16,6 Мпа з температурою 562 К. В активній зоні реактора вона нагрівається до 595 К і направляється в парогенератор, де охолоджується, віддаючи теплоту теплоносію другого контуру. З парогенератора вода головним циркуляційним насосом повертається в реактор.

Передача теплоти в парогенераторі відбувається без фазових перетворень теплоносія першого контуру. Закипання теплоносія не відбувається за рахунок високого тиску в контурі. Для створення необхідного тиску потрібно спеціальне зовнішнє джерело, яким є паровий компенсатор тиску (КТ) (4). Він служить для компенсації зміни об’єму теплоносія при нагріванні його в контурі і створення початкового тиску.

Вода в КТ нагрівається електронагрівниками і частково випаровується, що приводить до підвищення тиску. КТ з'єднаний з «гарячим» трубопроводом. Для запобігання підвищення тиску понад припустимий у паровий простір КТ вприскується теплоносій з «холодної» вітки трубопроводу. Якщо при вприскуванні холодного теплоносія підвищення тиску не припиняється, то спрацьовує запобіжний клапан, вихід якого з'єднаний з барботером (6). Температура води в барботері підтримується ~333 для конденсації пари з КТ. Якщо тиск в барботері у свою чергу перевищує припустиме, то спрацьовує запобіжний клапан на барботері і середовище першого контуру викидається в приміщення. Імовірність останнього незначна.

Вода першого контуру при роботі реактора набуває високої радіоактивність навіть без порушення щільності оболонок Твелів, тому що у воді практично завжди є присутніми домішки, що активуються в активній зоні (наприклад, продукти корозії, солі і т. п.). Устаткування першого контуру стає джерелом іонізуючого випромінювання, і тому його розміщують у приміщеннях, що не обслуговуються. Отже, конструкція устаткування повинна забезпечити його тривалу роботу (наприклад, протягом року) без обслуговування і прямого контролю з боку персоналу.

Для запобігання накопичення домішок в теплоносії першого контуру, частина (так звана продувка) з витратою до 22 кг/с з напірної сторони ГЦН відводиться для очищення у фільтрах. Перед фільтрами продувна вода охолоджується до температури 318К. Охолодження відбувається за рахунок нагрівання очищеної води в регенеративному теплообміннику, яка після фільтрів повертається в контур на всмоктувальну сторону ГЦН. Остаточне охолодження продувної води відбувається технічною водою в холодильнику.

Компенсація втрат теплоносія першого контуру, а також первинне заповнення першого контуру здійснюється живильними насосами зі спеціальної системи підготовки чистого конденсату. Паралельно встановлюється не менш двох відцентрових насосів.

Усі сучасні ЯЕУ оснащені системами аварійного охолодження активної зони реактора (САОЗ), що забезпечують відвід теплоти з активної зони у випадки аварії з втратою теплоносія з циркуляційного контуру. САОЗ реактора ВВЕР-1000 містить у собі насоси низького (ННТ) і високого (НВТ) тиску, гідроакумулятори (5), у яких вода знаходиться під тиском азоту, і баки запасу води і розчину борної кислоти. Коли втрата теплоносія відбувається з невеликою швидкістю, включаються НВТ. При великій розгерметизації, аж до повного миттєвого обриву циркуляційного трубопроводу (діаметр трубопроводу складає 850 мм), на початку вода подається з гідроакумулятора, потім включається НВТ і, якщо їхньої подачі не вистачає для підтримки тиску в контурі, в роботу вступають НВТ. Енергетичний зв'язок першого і другого контурів здійснюється через ПГ. Свіжа пара від чотирьох парогенераторів надходить по чотирьох паропроводах Ду600 до чотирьох блоків клапанів високого тиску (кожен блок складається з послідовно розташованих одного стопорного й одного регулюючого клапанів). Hа кожнім паропроводі свіжої пари перед блоком клапанів встановлена запірна засувка. З паропроводів від ПГ №2 і №3 перед ГПЗ виконані відводи Ду100 для приєднання байпасних трубопроводів ГПЗ із установленими на кожнім з них послідовно запірною засувкою і дросельним клапаном. Після дросельних клапанів кожного байпаса пара по трубопроводах Ду150 направляється в суміжні паропроводи свіжої пари за ГПЗ, а саме: байпас з паропроводу від ПГ №2 приєднаний до паропроводів за ГПЗ від ПГ №2 і №4, а байпас з паропроводу від ПГ №3 – до паропроводів за ГПЗ від ПГ №3 і №1. Байпаси ГПЗ використовують для прогріву блоків клапанів високого тиску перед пуском.

Від регулювальних клапанів високого тиску пара чотирма паропроводами Ду600, що поєднуються перед ЦВТ (3) у дві труби Ду800, направляється до паровпуску ЦВТ.

Після ЦВТ (3) пара по чотирьох ресиверах Ду1600 надходить у чотири сепаратори – пароперегрівники, у яких здійснюється просушка та перегрів пари, що направляється в ЦHТ (4). Гріючою парою СПП (1–2) є свіжа пара, що відбирається з парового колектора, який поєднує всі паропроводи свіжої пари від ПГ.

Пара до СПП підводиться по паропроводу Ду400 через послідовно встановлені засувку з байпасом Ду50 і регулювальний клапан за допомогою якого підтримується задана температура пари перед ЦHТ при пусках енергоблоку.

Перегріта пара від кожного СПП через блок клапанів низького тиску (блок складається зі стопорної і регулюючої заслінок, установлених послідовно) по ресиверах Ду1400, кожний з який розгалужується потім на дві линії Ду1200, підводиться до двох сусідніх ЦHТ. Таким чином, на кожні два ЦHТ надходить пара від двох СПП, розташованих з різних сторін турбіни.

Пройшовши проточну частину ЦHТ відпрацьований пар направляється в конденсатори турбіни, де відбувається його конденсація при тиску нижче атмосферного.

Конденсат з конденсатозбірників конденсаторів виділяється конденсатними насосами першої ступіні (6) через фільтри блокової знесилюючої установки (7) у ПHТ-I (9), звідкіля самопливом зливається в ПHТ-2 (10). З ПHТ-2 основний конденсат відкачується конденсатними насосами другої ступіні (11) через поверхневі підігрівники низького тиску (12, 13, 14) у деаератори (15). Вода з деаераторів живильними насосами (16) подається в парогенератори ЯППУ через підігрівники високого тиску (17, 18).