Выбег реактора что такое
Выбег реактора что такое
Выбег это продолжение работы по инерции механизма или машины при мгновенном отключении внешнего источника энергии, обеспечивающего её нормальную работу. Понятие выбега относят главным образом к работе вращающихся механизмов (центробежные насосы, воздуходувки, роторы турбин и т.д.), и обычно выбег если используется, то только для целей диагностики состояния самого механизма, а не для совершения полезной работы. Но с другой стороны, если по условиям безопасности объекта, который обслуживается этим механизмом, не допускается ни малейшего прерывание его работы, тогда выбег может рассматриваться как свойство самозащищенности объекта на время, пока не восстановится прерванное энергоснабжение. Именно такой случай объекта представляет собой реактор атомной электростанции, в котором циркуляция теплоносителя, охлаждающего реактор, не должна прерываться ни на секунду. На АЭС с реакторами РБМК-1000 используется выбег главных циркуляционных насосов (ГЦН) как самозащита при внезапном исчезновении электропитания собственных нужд (СН). Пока не включится резервное питание, циркуляция может осуществляться за счет выбега. С этой целью для увеличения продолжительности выбега, на валу электродвигателя –привода ГЦН установлен маховик с достаточно большой маховой массой.
В 1976 г в связи с разработкой второй очереди реакторов РБМК-1000 и созданием дли их размещения вторых очередей Курской и Чернобыльской АЭС (а также строительством 1-й очереди Смоленской АЭС) возникла грандиозная идея использовать выбег как средство самозащиты от полной потери СН в значительно более широком плане, привлекая выбег ротора турбогенератора. Его масса и соответственно запас кинетической энергии вращения очень велики, и могут обеспечить работу электромеханического оборудования СН достаточно длительное время, пока не включатся дизель – генераторы (ДГ) и электроснабжение СН восстановится.
Идея блестящая, и она очень понравилась электротехнической научной общественности, которая тут же засела за разработку теории совместного выбега турбогенератора (ТГ) с электромеханическим оборудованием, получающим от него питание. Режим выбега ТГ на атомных электростанциях успел даже войти в очередное издание учебника для электротехнических ВУЗов по курсу «электрическая часть электростанций». [Эч]
Но идея эта блестящая только на первый взгляд. Выбег электрогенератора, это далеко не то же самое, что выбег электронасоса. Насос при выбеге просто продолжает свою механическую работу, за счет внутреннего запаса такой же механической энергии, электрический привод насоса на выбеге никак с этим не связан. На выбеге же турбогенератора механическая энергия ротора должна также как и при нормальной работе превращаться в электрическую (в этом смысл выбега ТГ), электрические процессы в генераторе тесно связаны с работой турбины и протекают совершенно по разному при нормальной работе и при выбеге. Кроме того, и это самое главное, смысл использования выбега как самозащиты состоит в том, что он возникает сам собой и не требует для своего поддержания никаких действий со стороны эксплуатационного персонала. Но это не так при выбеге турбогенератора. Во-первых, генератор входит в электрическую систему станции множеством электрических связей, обеспечивающих бесперебойность питания собственных нужд и автоматическую защиту, как самого генератора, так и внешних сетей, на которые он работает в нормальном режиме. Это требует соответствующих переключений в электрической схеме при организации выбега, что фактически сводит на нет эффект самозащищенности. Во-вторых выбег начинается тогда, когда перестает подаваться пар на турбину, а это с электрической схемой АЭС и СН если и связано, то слишком опосредовано.
Несмотря на все эти соображения, выбег ротора турбогенератора как мера гарантированно обеспечивающая принудительную циркуляцию в контуре охлаждения реактора, нужную для отвода остаточного энерговыделения, была предложена Главным конструктором реактора («О режиме выбега», письмо НИКИЭТ, исх. № 040-9253 от 24.11.76 г.). Удивительно, но выбег ротора турбогенератора как дополнительную меру безопасности признал также и Ген. проектировщик АЭС (Письмо института «Гидропроект» от 12.02.82, № 11, РЗ–70–1292).
Ну хорошо, а при какой же конкретно аварии должен автоматически (ведь это средство самозащиты) включаться режим выбега, и какие изменения должны быть внесены для этого в электрические схемы генератора и в схемы защитной автоматики генератора, турбины, блока и АЭС в целом. На второй вопрос так, до конца, никто и не ответил, поэтому рассмотрим только первый. Какое исчезновение (потерю) питания собственных нужд (СН) должен восполнить выбег турбогенератора? Несколько слов о том как в принципе обеспечивается надежность питания собственных нужд и вообще работы энергоблока.
Всё без исключения более или менее ответственное оборудование (кроме ядерного реактора) имеется как минимум в двух, а то и в пяти экземплярах (два в работе, два в резерве и один в ремонте). Турбогенераторов всего два, но если один из них выходит из строя, то энергоблок может продолжать работать на мощности не более 50%. Электроснабжение собственных нужд тоже секционировано (несколько рабочих секций и несколько резервных) и собрано в две группы, каждая из которых питается от своего генератора, но всё оборудование энергоблока так подключено к секциям СН, что потеря питания на половине оборудования не мешает продолжать работать нормально на половинной мощности всему энергоблоку. Каждая из двух независимых групп секций не отключаемым образом присоединена к источнику энергии, коим является одновременно и собственный генератор, и внешняя сеть (одна на всех), на которую он работает. Потеря питания СН возникает только в том случае, если отключаются одновременно и сеть, и собственный генератор. Но на этот случай есть резервное питание от второй внешней, независимой сети, которая всегда наготове, и любая секция СН при своем обесточении подключается к ней автоматически. Автоматика включения режима выбега вряд ли может сработать быстрее, чем автоматическое включение резерва (АВР). Так что, как замена существующего АВР выбег не нужен, но тогда для чего же он нужен?
Идеологи выбега ГК и ГП внятного прямого ответа на этот вопрос не дают. Но из того, что ими сказано и написано в проектной документации, можно сделать парадоксальный по своей абсурдности вывод. Режим выбега ТГ рассматривается идеологами как третий независимый источник энергии для надежного питания наряду с таким источником, как аккумуляторные батареи и дизель-генераторы. Хорош источник, время существования которого определяется запасом инерции ротора ТГ, надежность и стабильность – процессами в самом энергоблоке, и о независимости говорить не приходится. Однако, проясним ситуацию.
Общие принципы обеспечения безопасности АЭС требуют наличия трех независимых источников энергоснабжения для особо ответственного оборудования собственных нужд. К такому оборудованию в частности относятся аварийные насосы системы САОР, которые включаются в работу в случае МПА, и насосы аварийного охлаждения, работающие при авариях, не связанных с разрушением контура циркуляции. Независимым третьим источником энергоснабжения и в том и в другом случае являются дизель-генераторы и (для потребителей не допускащих никакого перерыва питания) аккумуляторные батареи. Включение этого источника требует запуска двигателя ДГ, который проходит ступенчато во времени, и для указанных насосов перерыв в питании составляет 20 – 25 сек. Если и в случае МПА, и в случае обесточивания СН по отдельности, это считается приемлемым, то почему не приемлемо, если эти два редкостных события (МПА и отсутствие возможности АВР в момент, когда оно действительно понадобилось) произошли одновременно?
Из сказанного уже ясно, что питание собственных нужд в режиме выбега турбогенератора, затея более чем сомнительная. Ну и как же отвечают на выше поставленные вопросы инициаторы внедрения режима выбега, и что было сделано в плане его реализации за шесть лет от высказывания идеи в 1976 г, до первого эксперимента на действующем энергоблоке в 1982 г.? А вот никак не отвечают. Во всяком случае, никаких следов их кипучей деятельности по обоснованию, разработке и внедрению такой системы безопасности, как «использование выбега ротора турбогенератора» нигде обнаружить не удается. Но в то же время выбег как якобы существующий режим работы оборудования энергоблока АЭС вошел в основополагающие проектные и эксплуатационные документы: 1) «Техническое обоснование безопасности» (ТОБ) 2-х очередей Курской и Чернобыльской АЭС и 1-й очереди Смоленской АЭС; 2) Типовой технологический регламент (ТР) по эксплуатации энергоблоков с реакторами РБМК; 3)Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ). Как такое возможно? Невозможно, но было. Выдвинув и застолбив «блестящую идею выбега», Главный конструктор реактора (ГК) и Генеральный проектировщик (ГП) на самом деле всерьёз никаким выбегом заниматься и не думали. Может быть ГК понял ошибочность первоначальной идеи, но отступать уже было поздно, как бы потом, отказавшись от дополнительной меры безопасности, не оказаться в случае чего крайним. Обратите внимание, как выбег ТГ представлен в регламенте. Он там упоминается только один раз, в главе 10 «Действия персонала при отклонениях параметров от нормальных».
«10.1 Во всех случаях отклонения параметров от нормальных, когда производится сброс мощности реактора ниже 700 МВт(т) (
22% Nном):
– немедленно разгрузить работающие ГЦН до расхода 6500 – 7000 м3/ч на каждом;
– без перерыва питания, при включенных выключателях генератора перевести питание собственных нужд останавливающихся турбогенераторов на пуско-резервный трансформатор (кроме случаев, когда используется выбег турбин)» .
То есть режим выбега существует, но где-то там, вне зоны ответственности пишущих типовой регламент. Всё равно для каждого конкретного блока эксплуатирующая организация должна писать свой регламент, вот пусть она и дописывает про выбег все необходимые сведения. Положение ГП сложнее, он обязан рассказать что-нибудь содержательное о выбеге, ведь это как никак система безопасности. И он пишет в ТОБе:
«. При МПА, сопровождающейся обесточиванием собственных нужд блока, охлаждающая вода подаётся в аварийную половину ПН-ами, работающими за счет выбега турбогенератора. « .
Кто посмеет сказать, что ГП не ответил на главный вопрос: когда и для чего используется выбег турбогенератора. Правда, ответ этот укладывается в одно слово – никогда. Но принципиальная такая возможность существует и следовательно выбег как бы нужен. Обратите внимание, как при этом ГП «отделяет мух от котлет», химеру выбега от реально существующих систем безопасности. К выбегу подключаются не аварийные питательные насосы (АПЭН), как это положено по алгоритму обесточения, а насосы ПН (питательные насосы нормальной эксплуатации), которые вообще не входят в перечень оборудования, требующего наличия трех независимых источников питания. Про сам выбег ГП не рассказывает, так как будто это находится и не в его зоне ответственности тоже. Тогда в чьей же?
В этой ситуации неопределенности и отфутболивания крайней оказывается эксплуатирующая организация ВПО «Союзатомэнерго», ведающая всеми атомными станциями, входящие в Единую энергосистему СССР, кроме Нововоронежской и Ленинградской АЭС. Само ВПО входило в состав Министерства энергетики и электрификации, занимавшегося в основном тепловыми и гидроэлектростанциями и сетями, не имевшего ни малейшего представления, и не желавшего ничего знать о специфике ядерной энергетики. ВПО «Союзатомэнерго» было в сущности инородным телом, насильно внедренным туда, когда могущественнейший Минсредмаш решил сбросить с себя ответственность за «мирный атом». Минэнерго первым уже в 1976 г откликнулось на призыв ГК использовать выбег турбогенератора, и вот что записали в готовившуюся тогда новую редакцию ПТЭ (13-я редакция, §33.3, изд. 1977 г.)
«На генераторах АЭС, где предусматривается использование кинетической энергии турбоагрегата в режиме аварийного выбега, автоматически выводится из работы устройство ограничения длительности форсировки и обеспечивается при необходимости предельное (потолочное) возбуждение генератора.»
То есть иными словами, мы к выбегу готовы, а кто, для чего и как нам его сделает, значения не имеет.
У ВПО «Союзатомэнерго» теперь только два пути обычный и неразумный. Обычный путь, это изображать бурную деятельность, так чтобы никто потом, в случае чего, не мог вас обвинить в бездействии. Но на самом деле ничего не делать, и уж во всяком случае, подконтрольные вам АЭС ничем лишним и ненужным не загружать. Неразумный путь, это пытаться быть законопослушным и выполнять самому или с помощью подконтрольных АЭС чужую работу, т.е. находить подрядчиков (может быть у того же ГП), которые разрабатывали бы электрические схемы и технологию режима выбега, проводили бы нужные эксперименты, и потом согласовывать их готовые разработки с ГП и ГК. К сожалению ВПО «Союзатомэнерго» не нашло в себе силы пойти по первому пути, и вот что получилось.
Чернобыль. ч.3. Терминологическая справка и суть рокового эксперимента
Автор: Александр Старостин
Эта часть и без меня понятна атомщикам, но я как гуманитарий очень старался определить простым языком несколько важных терминов, понимание которых необходимо в дальнейшем. Плюс внутри ещё парочка вводных, которые позволят углубиться в понимание процессов, которые привели к аварии на ЧАЭС. Ну и расскажу в двух словах о программе рокового эксперимента.
Несколько важных терминов
При разговоре об авариях на реакторах РБМК часто упоминается ряд профессиональных терминов, которые ни о чём не говорят человеку, далёкому как минимум от ядерной физики. Однако без их понимания невозможно и объяснение произошедшего в 1975 (!!) и 1986 годах выше уровня обывателя.
Итак, первый термин – реактивность. Реактивность – это величина, характеризующая поведение цепной реакции. Попросту говоря, это степень отклонения реактора от его критического состояния. При реактивности равной нулю реакция идёт с постоянной скоростью (критическое состояние), при реактивности большей нуля реакция ускоряется (надкритическое состояние), а при реактивности меньшей нуля – замедляется (подкритическое состояние). Выражаться она, будучи безразмерной величиной, может в различных относительных и условных единицах, чаще всего в процентах.
С реактивностью связано ещё несколько важных терминов – оперативный запас реактивности (ОЗР), паровой и мощностной коэффициенты реактивности (ПКР и МКР), а также йодная яма. Для начала определимся с ОЗР.
Итак, при выводе из активной зоны реактора стержней управления и защиты реакция начинает развиваться, высвобождается некая положительная реактивность, то есть, попросту говоря, энергия. Если из реактора вывести сразу все стержни, то высвободившаяся при этом величина положительной реактивности называется общим запасом реактивности. При работе реактора на постоянной мощности изменения реактивности должны нарастать медленно, однако на деле это не так вследствие быстрого развития ряда процессов. Поэтому необходимо, чтобы хотя бы какую-то часть общего запаса реактивности операторы реактора могли контролировать. Собственно говоря, эта часть, компенсируемая подвижными поглотителями нейтронов, и называется оперативным запасом реактивности (ОЗР).
ОЗР – тоже безразмерная величина, однако для удобства работы её могут измерять в неких условных единицах. В нашем случае (так принято делать в работе с реакторами РБМК) такой величиной является эффективное количество полностью погруженных стержней ручного регулирования системы управления и защиты. Выраженный в стержнях ОЗР показывает запас, имеющийся у оператора для увеличения мощности, то есть, грубо говоря, количество стержней, которое можно вывести из активной зоны. Однако тут нужно понимать, что ОЗР в стержнях – показатель относительный, потому что если вывести половину стержней наполовину, а вторую половину – на четверть, то результат может равняться, например, 15 выведенным полностью стержням, в то время как остальные полностью введены (значения взяты с потолка, в реальности они абсолютно иные – прим. А.С.). Для реакторов благоприятным является низкий ОЗР. Во-первых, снижается количество поглощённых нейтронов, которые можно было бы использовать для производства энергии. Во-вторых, при низком ОЗР уменьшается вносимая за раз при случайном (или специальном) извлечении стержня СУЗ положительная реактивность, что не позволяет реактору мгновенно развить очень высокую мощность.
Мощностной коэффициент реактивности (МКР) – это величина, которая характеризует изменение реактивности реактора при изменении мощности. Соответственно МКР может быть как положительным (реактивность повышается при повышении мощности реактора), так и отрицательным (реактивность снижается). В правильно спроектированном реакторе МКР отрицательный, то есть реактор не может саморазогнаться.
Состояние, при котором йод-135 или ксенон-135 образуются в реакторе в большом количестве, в результате чего операторы вынуждены снижать ОЗР (то есть увеличивать количество извлечённых стержней) для поддержки реакции, а выход реактора на проектную мощность на протяжении 1-2 суток делается практически невозможным, называется йодной ямой или ксеноновым отравлением реактора. Своё название явление получило из-за графика зависимости реактивности от концентрации ксенона-135 в реакторе, представляющего из себя яму с минимальным значением реактивности при максимальной концентрации изотопа.
Вот поэтому она и яма (см. красную линию)
При работе атомного реактора в активной зоне происходит множество различных событий и реакций, распадаются и появляются различные элементы. Одним из таких элементов является короткоживущий изотоп йода – 135I. Период полураспада этого элемента – примерно шесть с половиной часов, при этом одним из его продуктов является изотоп ксенона 135Xe, период полураспада которого больше – девять с небольшим часов. При работе реактора на полной мощности проблем с этим нет, так как оба эти изотопа как бы выгорают в плотном потоке нейтронов. А вот на малых мощностях, например при снижении или при выходе на мощность после пуска, нейтронный поток ещё не столь силён, а значит, не способен препятствовать обильному образованию йода-135 и, как следствие, ксенона-135.
Вспомним конструкцию стержней СУЗ. Они состоят из графитового вытеснителя длиной 4.5 метра, соединённого с семиметровым поглотителем из карбида бора. Под и над вытеснителем находился столб воды, которая, в отличие от графита, хорошо поглощает нейтроны. При поступлении команды на ввод поглотителя, вытеснитель начинает идти вниз, вытесняя воду и вводя тем самым положительную реактивность в этой зоне. Ведь графит поглощает нейтроны куда хуже, а значит, они начинают работать на разгон реактора. Такой ввод положительной реактивности называют концевым эффектом или положительным выбегом реактивности.
Игналинская АЭС
Впервые его обнаружили при физических пусках (то есть первых пусках после постройки реакторов) на Игналинской АЭС и на второй очереди ЧАЭС. Тогда выяснилось, что сам по себе положительный выбег реактивности невелик и легко компенсируется наличием достаточно большого количества введённых хотя бы наполовину стержней СУЗ. Тем не менее, на ЧАЭС было принято решение отделить вытеснители от стержней автоматического регулирования, оставив их лишь на стержнях ручного регулирования. Кроме того, на все АЭС были разосланы два письма. Одно от НИКИЭТ – конструкторов реактора, другое от Научного руководителя (ИАЭ им. Курчатова). Тем не менее, письма, хоть и содержавшие определённые предложения по исправлению ситуации (отрезание вытеснителей, например), были положены руководствами станций под сукно до востребования и получения дальнейших инструкций, так как их тон был в целом благостный, не дающий серьёзных причин для беспокойства. Никаких упоминаний (кроме нижнего ограничения ОЗР в 15 стержней ручного регулирования) в регламентах об эффекте не было. Запомните этот момент, он нам понадобится дальше.
Предвестники
А вот первая – авария на Ленинградской АЭС 30 ноября 1975 года. Тогда фактически шли ещё натурные испытания первого реактора типа РБМК, хотя первый (и пока ещё единственный официально введённый в эксплуатацию) энергоблок уже работал год.
В тот день на плановый ремонт выводился один из турбогенераторов. Его разгрузили, но по ошибке старший инженер управления реактором отключает не его, а второй, оставленный в работе ТГ. Сработала система защиты, реактор был заглушен. При этом реактор был отравлен йодом-135. Реактор и турбогенератор необходимо было быстро вернуть в работу. В условиях резко снизившегося из-за йодной ямы ОЗР операторам пришлось пойти на нарушение регламента и извлечь практически все стержни ручного регулирования, дабы как можно скорее вывести мощность на минимально контролируемый уровень. Тем не менее, первая попытка персонала не удалась – сработала автоматическая защита, обнаружившая несимметричность мощности в разных частях реактора. Персонал начал снова выводить реактор на минимально контролируемый уровень мощности. И вот тут началась авария.
Дело в том, что из-за огромных размеров самой активной зоны, в ней могут образовываться «локальные реакторы», в которых мощность отличается от «средней по больнице». Одной из таких зон стал канал, примыкающий к тепловыделяющей кассете 13-33. Она оказалась разотравлена, в отличии всей остальной активной зоны. В результате, пока операторы выводили из йодной ямы весь реактор, ТК 13-33 начала перегреваться и разрушаться. В итоге из неё прямо на графит попали вода и топливо. Датчики в блоке щитового управления, где находились операторы, это показали. Реактор был аварийно заглушен.
В статье инженера-физика Виталия Абакумова, присутствовавшего при аварии на ЛАЭС и являвшегося непосредственным участником событий, хорошо описаны причины, толкнувшие персонал на нарушение регламента, приведшее в итоге к аварии.
В конечном итоге Карраск и его коллеги получили выговор
Молодой Карраск. Питерцы, запомните это лицо — он спас вас от Чернобыля в Ленобласти
Именно такая порочная практика позже сыграла свою роль и на ЧАЭС, да и вообще много где.
Рабочая программа испытаний турбогенератора № 8 Чернобыльской АЭС в режимах совместного выбега с нагрузкой собственных нужд
За сложным названием скрывается простая в принципе идея. Если в результате аварии станция будет отключена от сети, а реактор нужно будет заглушить, то необходимо будет обеспечить электроснабжение защитных систем на самом опасном этапе расхолаживания (охлаждения) реактора, когда он ещё на высокой мощности. Энергию предполагалось брать из выбегающего генератора. Дело в том, что вращение турбины, а значит, генерация энергии прекращается не сразу после отключения реактора, ведь у турбины большая инерция. Это называется выбегом. Соответственно, предполагалось, что обеспечиваться системы охлаждения реактора будут от выбегающего генератора. Идея выдвигалась в том числе и главным конструктором, и научным руководителем. Формально эксперимент проводился по заявке предприятия Донтехэнерго.
Впервые эксперимент был проведён в 1982 году на третьем энергоблоке ЧАЭС. Тогда потребовалось доработать ряд систем турбогенератора. В 1984 и 1985 годах снова проводились такие испытания, их не смогли завершить по техническим причинам. Нужно отметить, что постепенно эксперименты усложнялись. Так, начиная с 1984 года, для проведения эксперимента выводилась из работы система аварийного охлаждения реактора (САОР), а начиная с 1985 – к сети подключали два главных циркуляционных насоса (ГЦН). 26 апреля 1986 года эксперимент до конца довести смогли и записали все необходимые параметры. После этого была отдана роковая команда глушить реактор.
Нужно отметить, что очень часто блокировку САОР ставят в вину персоналу, в том числе и первая советская комиссия. Однако все последующие комиссии, а в частности, комиссия Госпроматомэнергонадзора 1991 года во главе с Н.А. Штейнбергом, прямо заявляли:
…отключение САОР не повлияло на возникновение и развитие аварии, поскольку хронология основных событий, предшествовавших аварии, и хронология развития самой аварии, показали, что не было зафиксировано сигналов на автоматическое включение САОР. Таким образом, «возможность снижения масштаба аварии» из-за отключения САОР была не потеряна, а в принципе отсутствовала в конкретных условиях 26 апреля 1986 г.
Всё, декорации расставлены, пролог закончен, со следующей части приступаем к первому акту чернобыльской драмы.
Автор: Александр Старостин