Регулирование мощности ЯЭУ АЭС

Размещено на http://www.allbest.ru/

Контрольная работа

Тема: РЕГУЛИРОВАНИЕ МОЩНОСТИ ЯЭУ АЭС



Содержание

1. Общие положения по регулированию энергоблока АЭС

2. Регулирование мощности ядерного реактора

3. Регулирование мощности турбогенератора, работающего на автономную сеть

4. Регулирование мощности турбоагрегата, работающего на общую сеть

5. Особенности регулирования турбоагрегатов АЭС

6. Программы изменения основных параметров ЯЭУ АЭС

7. Регулирование мощности энергоблока АЭС

8. Регулирование уровня воды в парогенераторах двухконтурных ЯЭУ

9. Регулирование давления в главном конденсаторе

Список литературы



1. Общие положения по регулированию энергоблока АЭС

Основная задача АЭС - выработка электроэнергии. Вместе с другими электростанциями (ТЭС и ГЭС) она поставляет электроэнергию в электроэнергетическую сеть. К электроэнергетической сети подключены также все потребители электроэнергии. Так как электроэнергетическая сеть не обладает устройствами, способными аккумулировать избыток, и не располагает резервными источниками электроэнергии, то в любой момент времени должен соблюдаться баланс мощностей

Для простоты качественного рассмотрения вопроса неизбежными потерями электроэнергии в сети можно пренебречь ввиду их малости по сравнению с Р_э^потр (или, что то же самое, отнести их к потребителям). Тогда

Р_э^г = Р_э^потр. (1)

Количество потребляемой из сети электроэнергии определяется параметрами потребителей - их количеством и потребляемой мощностью каждого из них. Суточное потребление электроэнергии очень неравномерно. Обычно наибольшее потребление электроэнергии наблюдается в первой и второй половине рабочего дня с некоторым спадом в обеденный перерыв. Наибольший спад потребления электроэнергии - в ночное время. Вид графика суточного потребления электроэнергии в каждом энергорайоне индивидуален. Однако характер его остается одним и тем же. Объединение различных энергорайонов в объединенную энергосистему (ОЭС) несколько сглаживает во времени график энергопотребления. Однако, если все энергорайоны расположены в одном часовом поясе (именно такая ситуация характерна для ОЭС Украины), то неравномерность графика потребления электроэнергии остается большой. Спад потребления электроэнергии по отношению к ее пику может достигать величины порядка 50%. В качестве примера на рисунке 1.3 показано почасовое изменение потребления электроэнергии в ОЭС Украины в двух реальных режимах.

Величина потребляемой из сети электроэнергии Р_э^потр должна быть обеспечена энергосетью, т.е. потребление энергии является параметром, диктуемым энергосетью для генераторов электроэнергии.

Принципиально говоря, возможно воздействие и на потребителей. В аварийных ситуациях иногда этот способ применяют: при возникновении значительного дефицита вырабатываемой электроэнергии, который по какой-либо причине невозможно обеспечить, от электроэнергетической системы отключают целые крупные районы энергопотребления. Но как постоянно действующий способ регулирования соответствия мощностей он применяться не может.

Суммарная мощность генерируемой и отдаваемой в энергосеть электроэнергии состоит из мощностей, вырабатываемых каждым генератором. Так как суммарная потребляемая из сети мощность в течение суток изменяется значительно (как уже отмечалось, до двухкратного изменения), то и мощность, генерируемая в генераторах электроэнергии, должна изменяться соответственно.

Каждый энергоблок, в том числе энергоблок АЭС, для выработки электроэнергии должен иметь источник энергии. Для АЭС источником энергии является ядерный реактор, в котором организована управляемая цепная реакция деления ядер урана (в основном U²³⁵), за счет чего в активной зоне такого реактора генерируется тепловая энергия.

Энергетический баланс энергоустановки можно представить через составляющие мощности (мощность - поток энергии в единицу времени):

Р_э^г = Р_т - Р_т - Р_м - Р_э , кВт, (2)

где Р_э^г - генерируемая электрическая мощность;

Р_т - генерируемая в активной зоне ЯР тепловая мощность;

Р_т - потери тепловой мощности в ЯЭУ;

Р_м - потери механической мощности в турбоагрегате;

Р_э - потери электрической мощности в генераторе электроэнергии.

Задача регулирования энергоблока АЭС сводится к тому, чтобы изменением слагаемых правой части уравнения (2) обеспечивалось равенство генерируемой электрической мощности Р_э^г потребностям энергосети (разумеется, с учетом неизбежных при этом потерь электроэнергии в сети), т.е. постоянно должно соблюдаться условие (1).

Практически реальным способом регулирования величины генерируемой электрической мощности Р_э^г остается только соответствующее регулирование генерируемой тепловой мощности Р_т. При этом в любом режиме работы установки значения потерь Р_т, Р_м и Р_э должны удерживаться на возможно меньшем уровне, иначе будет заметно снижена экономичность ЯЭУ. Например, энергоустановка на любом уровне мощности должна работать без травления пара через устройство БРУ-А в атмосферу или через БРУ-К на конденсатор. Допускается лишь кратковременное травление пара в аварийном режиме до установления соответствия вырабатываемой тепловой и генерируемой электрической мощности при минимальном значении потерь.

Задача регулирования генерируемой электроэнергии в соответствии с потреблением значительно осложняется тем, что на объединенную электроэнергетическую систему работают генераторы всех электростанций (АЭС, ТЭС, ГЭС), имеющих разные статические и динамические характеристики.

Объединенная энергосистема (ОЭС) создается на переменном трехфазном токе в силу его заметных преимуществ перед постоянным током. В большинстве стран мира, в том числе и у нас в стране, принята частота переменного тока f = 50 Гц. Все генераторы всех электростанций, включенные в объединенную энергосистему, работают синхронно с частотой вращения n = 3000 об/мин или n = 1500 об/мин в зависимости от числа пар полюсов генераторов.

1.3 Изменения нагрузки энергосети принято делить на плановые и внеплановые. Распределение плановых изменений нагрузки осуществляется центральной диспетчерской службой между электростанциями, которым задается временной график вырабатываемой ими электроэнергии на протяжении суток. Регуляторы таких электростанций настраивают на поддержание мощности в соответствии с заданным графиком.

Внеплановые изменения нагрузки обычно составляют небольшую величину - порядка 2…5%. Величина их определяется мерой тщательности и корректностью расчетов плановых изменений потребляемой мощности. Однако свести к нулю внеплановые изменения не представляется возможным. Поэтому в энергосети всегда наблюдается некоторое колебание потребления электроэнергии по сравнению с расчетным. Это отрицательно сказывается на работе энергосети. Требуется принятие специальных мер для снятия отрицательного влияния внеплановых колебаний нагрузки энергосети.

Пусть, например, произошло внеплановое повышение нагрузки энергосети. Если при этом все электрогенераторы, обеспечивающие сеть, работают с заданной неизменной мощностью, то в сети появится дефицит мощности, ничем не компенсируемый, т.е. нарушится равенство (1). Это приведет к тому, что в сети произойдет снижение частоты тока и за счет этого перераспределение мощности между потребителями. Ранее работавшие потребители (точнее та часть потребителей, которые являются вращающимися электрическими машинами) из-за снижения частоты тока снизят частоту вращения и поэтому заметно уменьшат потребление электроэнергии. Снижение частоты тока прекратится тогда, когда все ранее работавшие потребители высвободят мощность, необходимую для дополнительно включенного потребителя. При внеплановом снижении нагрузки все процессы пройдут так же, но в противоположном направлении.

Частота тока сети является точным и однозначным показателем меры перегрузки или недогрузки энергосети.

Итак, если все генераторы, работающие на сеть, будут управляться своими регуляторами мощности и суммарная генерируемая мощность поддерживается постоянной (или принятой в соответствии с диспетчерским графиком), то такая сеть при возникновении внеплановых изменений нагрузки будет поддерживать баланс генерируемой и потребляемой электроэнергии в соответствии с равенством (1) за счет соответствующего изменения частоты тока в сети. При этом изменение частоты тока может быть недопустимо большим, что отрицательно скажется на работе всех потребителей электроэнергии.

Для ограничения диапазона возможного изменения частоты тока в сети целесообразно хотя бы частью электрогенераторов и их приводных двигателей управлять регуляторами, которые без какого-либо вмешательства в их настройку несколько увеличат мощность управляемых ими генераторов (или соответственно уменьшат мощность). За счет этого будет частично покрыт возникший дефицит (или соответственно снят избыток) электроэнергии в сети. В результате степень изменения частоты тока в сети будет заметно меньшей. Такое участие генераторов в поддержании частоты тока называют первичным регулированием частоты. Более детально его сущность будет рассмотрена позже.

Кроме того, часть генераторов работает с регуляторами, в которых при изменении частоты тока сети происходит их автоматическая перенастройка таким образом, что мощность турбоагрегатов изменяется более заметно. При этом изменение мощности может быть столь большим, что возможно полное (или почти полное) восстановление частоты тока. В этом случае говорят об участии этих генераторов во вторичном регулировании частоты тока. Сущность его более детально также будет рассмотрена позже.

Так как внеплановые колебания нагрузки в сети обычно невелики (как уже отмечалось, они составляют не более 2…5%), то к автоматическому регулированию частоты тока в сети (т.е. ко вторичному регулированию частоты тока) можно привлекать небольшое число электростанций с небольшим диапазоном регулировочной мощности - 5…10%. О таких энергоблоках говорят, что они работают в регулируемом режиме.

Обычно в регулируемом режиме работают ГЭС. Они обладают хорошими маневренными свойствами и способны достаточно оперативно реагировать на изменения частоты тока в сети, принимая на себя внеплановые изменения нагрузки. Если доля мощности ГЭС в энергосети недостаточна, то к регулированию частоты тока наряду с ГЭС могут привлекаться также и ТЭС, если они обладают достаточно хорошими маневренными качествами.

С изменением нагрузки в сети и восстановлением баланса энергий будет изменяться и напряжение на клеммах электрогенератора. Это также внесет вклад в нарушение баланса энергий. Однако система автоматического поддержания напряжения имеет достаточно большое быстродействие. Поэтому, в дальнейшем для упрощения рассмотрения вопросов регулирования энергоблока, динамикой поддержания напряжения в электросети можно пренебречь.

1.4 Что касается АЭС, то для них регулируемый режим нежелателен. Основные причины этого следующие:

а) если АЭС использовать в регулируемом режиме, то она в любой момент времени должна обладать резервом мощности. А это означает, что такая АЭС постоянно должна работать с некоторой недогрузкой. В то же время известно, что стоимость электроэнергии, вырабатываемой АЭС, заметно меньше стоимости электроэнергии, вырабатываемой ТЭС. В основном это объясняется меньшей топливной составляющей стоимости электроэнергии АЭС и меньшей эксплуатационной составляющей . Если же АЭС использовать с недогрузкой, то топливная и эксплуатационная составляющие заметно повышаются. В результате повышается стоимость электроэнергии, вырабатываемой на АЭС, в целом. Это подтверждается сопоставлением некоторых технико-экономических показателей АЭС и ТЭС. На номинальной мощности топливная составляющая стоимости электроэнергии для АЭС составляет 10…40%, для ТЭС - 65…75%. Если же привлекать АЭС для разгрузки сети в ночное время (снижать мощность на 6…8 часов до 30…50%), то эксплуатационные затраты в стоимости электроэнергии возрастут на 10…15%. Если привлекать АЭС к полупиковым нагрузкам, то эксплуатационные затраты могут возрасти на 40…50%;

б) изменение режима работы ЯЭУ АЭС ведет к незначительному изменению температуры оболочек твэлов, но при этом - к весьма существенному изменению температуры топлива реактора (на несколько сот градусов). В результате появляются значительные термические напряжения в твэлах, возможна их деформация и разгерметизация. Таким образом, можно утверждать, что в этом случае снижается надежность активной зоны. Кроме того, изменение температурного режима активной зоны ведет к изменению реактивности ЯР (для водо-водяных ЯР температурный эффект весьма большой). Это заметно усложняет работу системы управления мощностью ЯР;

в) при изменениях мощности ядерного реактора в его реактивность более заметный вклад вносит нестационарное отравление ксеноном. Для его преодоления на протяжении всей кампании требуется предусмотреть повышенное начальное обогащение топлива изотопом U²³⁵;

г) изменение мощности ЯР ведет к изменению температурного режима толстостенных конструкций первого контура. Частые изменения температурного режима могут привести к усталостным явлениям в элементах конструкции;

д) паротурбинные установки АЭС работают на влажном паре. Поэтому изменение мощности турбины и неизбежное при этом изменение давления пара в ее проточной части сопровождается изменением температурного режима. Кроме того, при уменьшении давления влажного пара увеличивается его влажность, что изменяет теплоотдачу к пару от металлических конструкций турбины. Отсюда появление повышенных термических напряжений в конструкциях турбины, возможно появление усталостных явлений, которые могут привести к термоусталостному разрушению ответственных узлов турбины.

С учетом изложенного в настоящее время АЭС используются в основном в базовом режиме, т.е. на постоянной мощности (не обязательно номинальной, но желательно на большой, близкой к номинальной).

При этом необходимо иметь ввиду следующее обстоятельство. Если бы электроэнергия, вырабатываемая АЭС, составляла небольшую долю от общей величины энергии, вырабатываемой всеми электростанциями, то для АЭС можно было бы предоставить чисто базовый режим. Тогда все остальные электростанции (большая доля вырабатываемой электроэнергии), участвуя в первичном регулировании частоты тока, удерживают частоту от значительных изменений. Если же доля электроэнергии, вырабатываемой АЭС, значительна (в Украине она составляет величину порядка 40% и больше), то затруднительно для АЭС предоставить возможность работы в чисто базовом режиме, т.е. при строго неизменной мощности. В этом случае оставшиеся генераторы электростанций (около 100 - 40 = 60%), участвуя в первичном регулировании, будут добавлять в электроэнергетическую систему мощность в недостаточном количестве, в результате чего при колебаниях нагрузки в сети будут иметь место значительные колебания частоты тока. Поэтому для АЭС Украины поставлена задача работать в базовом режиме, но наряду с этим участвовать в первичном регулировании частоты тока. В этом случае они вместе с другими электростанциями кратковременно принимают на себя выработку дополнительной электроэнергии, облегчая переходные процессы для регулируемых электростанций, осуществляющих регулирование частоты тока. Так как при этом колебания мощности АЭС сравнительно небольшие и обычно относительно быстро проходящие, то такой режим работы АЭС все же называют базовым.

По мере роста доли АЭС в электроэнергетике страны может появиться необходимость в привлечении АЭС к автоматическому регулированию мощности, т.е. в участии АЭС как в обеспечении плановых изменений нагрузки сети по диспетчерскому графику, так и в автоматическом вторичном регулировании частоты тока сети. Принципиально это возможно. В настоящее время уже известны случаи использования АЭС в регулируемом режиме. Например, энергоблок АЭС "Ловийса" с ЯР ВВЭР_440 (Финляндия) создавался с задачей участвовать в регулировании графика нагрузки при изменении мощности в диапазоне 50...100% со средней скоростью (1...2%) Р_э^ном в минуту. В диапазоне мощности 80...100% энергоблок должен участвовать также в быстром регулировании частоты тока сети, а также в регулировании перетоков мощности в ветвях энергосети. При этом мощность должна изменяться со скоростью до 20% Р_э^ном в минуту, правда, в достаточно узком диапазоне своей мощности 5% Р_э^ном.

АЭС привлекаются ко вторичному регулированию частоты тока в сети обычно в тех случаях, когда доля вырабатываемой ими электроэнергии велика, и поэтому все они не могут быть обеспечены базовой (неизменной в течение суток) нагрузкой, близкой к номинальной. Наглядным примером такой ситуации является атомная энергетика Франции, где доля вырабатываемой на АЭС электроэнергии составляет величину порядка 75…80%.

1.5 Дальнейшее рассмотрение регулирования энергоблока в основном сводим к выяснению закономерностей изменения параметров, характеризующих отклонения потоков мощности в различных элементах установки от установившихся и характеризуемых уравнением (2). Это позволит выявить возможные отклонения регулируемых параметров и, воздействуя на соответствующие исполнительные органы системы регулирования, поддерживать изменение параметров по принятому для данной установки закону. В этом случае говорят о той или иной программе регулирования энергоблока. Работа системы регулирования по принятой программе обеспечивает поддержание энергетического баланса по уравнению (2).

Что касается состава и принципа действия системы управления АЭС, то они здесь рассматриваются в общем плане и только в таком объеме, который необходим для понимания процессов, протекающих в регулируемой ЯЭУ в целом и в ее отдельных элементах. Под регуляторами различных параметров будем понимать устройство, содержащее в своем составе сравнивающее устройство, на которое подаются измеренное и заданное значения регулируемого параметра, в результате чего формируется сигнал ошибки (разность этих сигналов). После усиления этот сигнал поступает на исполнительный орган регулятора, подобранный таким образом, чтобы, воздействуя на управляемый объект, он приводил измеряемый параметр на заданный уровень. Несколько более детально будем рассматривать входящие в систему управления АЭС отдельные регуляторы соответствующих параметров элементов АЭС (регулятор мощности ЯР, температуры пара, давления пара и пр.).

И последнее замечание. Регулирование энергоустановки в целом - сложный и многоплановый процесс. При изменении нагрузки сети (для энергоблока это внешние возмущения) необходимо регулировать мощность турбоагрегата и соответственно мощность ядерного реактора. Кроме того, в энергоустановке постоянно проявляются и внутренние возмущения - изменения температуры охлаждающей среды, изменения в режимах работы обеспечивающего оборудования и пр.

Регулирование энергоустановки целесообразно рассматривать по принципу "от простого к сложному". Вначале рассмотрим особенности регулирования мощности ядерного реактора безотносительно к потреблению его тепловой мощности турбоагрегатом. Затем рассмотрим регулирование турбоагрегата в предположении, что генерирование пара ничем не регламентировано, т.е. для работы турбоагрегата в любой сложившейся ситуации расход пара будет полностью обеспечен. И только после этого можно рассматривать способы согласования паропроизводительности ППУ и паропотребления ПТУ при изменении режима работы энергоблока. Для этого рассматриваются состав и принцип действия различных возможных систем регулирования, реализующих совместное управление ППУ и ПТУ по принятой программе.

2. Регулирование мощности ядерного реактора

Основным параметром, характеризующим работу ядерного реактора, является его тепловая мощность. Как уже отмечалось, в обеспечении равенства потребляемой и вырабатываемой электроэнергии тепловая мощность реактора является ключевой величиной (см. равенство (2)). Регулируя тепловую мощность реактора, можно влиять на мощность вырабатываемой электроэнергии.

Для регулирования тепловой мощности реактора в соответствии с потреблением электроэнергии необходимо организовать постоянный достаточно точный и надежный контроль тепловой мощности. Рассмотрим возможные способы ее измерения.

Тепловую мощность ядерного реактора можно контролировать по параметрам теплоносителя I контура

N_т = G_т (i_т1 - i_т2) = G_т c_р (t_т1 - t_т2) , (3)

где G_т - расход теплоносителя I контура;

i_т1, i_т2, t_т1, t_т2 - энтальпии и температуры теплоносителя на выходе из ЯР и на входе в него соответственно;

с_р - теплоемкость теплоносителя.

Достоинством этого способа контроля величины тепловой мощности реактора является то, что при этом непосредственно измеряется величина тепловой мощности, находящейся в начале каскадов передачи и преобразований энергии. Однако этот способ измерения тепловой мощности имеет и ряд недостатков:

а) расход теплоносителя может быть измерен, например, за счет измерения перепада давления на некотором сужающем устройстве в трубопроводе I контура. Однако для получения приемлемых характеристик такого метода измерений требуется выполнить ряд затруднительных условий - обеспечить прямой участок трубопровода I контура необходимой длины, выполнить тарировку сужающего устройства и др. Особенно заметна недостаточная точность измерений расхода теплоносителя на малых уровнях. В целом погрешность измерений расхода может достигать 2…2,5%, что превышает допустимую погрешность;

б) невозможность непосредственного измерения энтальпий теплоносителя. Вместо измерения энтальпии измеряют значения температуры и давления теплоносителя и по их значениям определяют либо энтальпии, либо теплоемкость теплоносителя. Однако значение перепада температуры на малых уровнях мощности столь мало, что не может быть измерено с достаточной степенью точности;

в) ввиду большой интегральной теплоемкости массивных конструкций I контура и всей массы теплоносителя измерение теплотехнических параметров обладает большой инерционностью. Кроме того, на инерционность процессов измерения температур оказывает влияние транспортное запаздывание измеряемой температуры, вызванное большим удалением точки измерения от активной зоны по потоку теплоносителя.

Аналогичным образом можно определить тепловую мощность ядерного реактора по параметрам второго контура, но погрешность измерений и тепловая инерционность будут еще больше.

Если речь идет о кипящем реакторе одноконтурной установки, то нельзя ограничиться измерением температур теплоотводящей среды и ее давления. Необходимо измерять также паросодержание (или влагосодержание) на выходе из реактора, что технически осуществить также весьма сложно, точность таких измерений невысокая.

Известно, что интенсивность деления ядерного топлива (следовательно, энерговыделение в активной зоне, т.е. тепловая мощность реактора) определяется плотностью нейтронного потока. Поэтому, измеряя параметры нейтронного поля в активной зоне, можно судить о тепловой мощности ядерного реактора. При этом измерения плотности нейтронного потока можно производить не непосредственно в активной зоне, а за пределами корпуса реактора, где нейтронное поле значительно слабее, но его изменения пропорциональны изменениям нейтронного поля в активной зоне.

Нейтронное поле обычно измеряют с помощью ионизационной камеры (ИК), которая изменяет свою электропроводимость и, следовательно, ток, проходящий через камеру, пропорционально плотности нейтронного потока, в котором камера находится. Достаточно установить коэффициент пропорциональности между током камеры и интегральной мощностью ядерного реактора на одном каком-либо режиме, так как на других уровнях мощности он остается практически тем же. Таким образом можно осуществить достаточно просто и достаточно точно измерение нейтронной мощности ядерного реактора на любом уровне мощности. При этом информация поступает практически без задержки во времени.

Применение ионизационных камер позволяет охватить очень широкий диапазон мощности - от очень малых значений в пусковых режимах (10^_7…10^_1)% от N_Р^ном до номинальной мощности и более (100% от N_Р^ном и более). Правда, при этом обычно предусматривают несколько диапазонов мощности, каждый из которых обеспечивается своими камерами - например, пусковые ИК, ИК промежуточного диапазона, ИК энергетического диапазона.

В качестве недостатка такого способа измерения мощности ядерного реактора можно отметить, что с течением времени характеристики ИК изменяются (старение камеры), что требует постоянной коррекции коэффициента пропорциональности между током ИК и мощностью реактора.

Второй недостаток этого способа измерения мощности - даже при неизменной интегральной мощности реактора возможны изменения плотности нейтронного потока в точке замера (в точке установки ИК). Это явление может наступить за счет изменения конфигурации нейтронного поля в активной зоне. Это особенно актуально для ЯР большой мощности с большими размерами активной зоны. Для таких реакторов наряду с измерением интегрального значения мощности ЯР предусматривают внутриреакторный контроль (ВРК), одной из функций которого является контроль изменений конфигурации нейтронного поля в активной зоне.

Система внутриреакторного контроля (ВРК) предназначена для получения оперативной информации о состоянии активной зоны во время работы ядерного реактора, что позволяет организовать оптимальный режим работы активной зоны. Для этого система ВРК должна давать информацию о радиальном и азимутальном распределении нейтронного поля, а также о конфигурации поля по высоте активной зоны. Для получения более полной информации о распределении энерговыделений по активной зоне система ВРК контролирует также температуру теплоносителя на выходе из рабочих каналов, расположенных в различных участках активной зоны.

Полученная с помощью ВРК информация обычно поступает на вычислительные устройства, где обрабатывается и в удобной форме подается оператору, управляющему ЯЭУ, а также может поступать в виде управляющих сигналов в соответствующую систему регулирования равномерности нейтронного поля.

Для получения достаточно полной и надежной информации о состоянии активной зоны в ней устанавливается от 100 до 200 датчиков плотности нейтронного потока, а также большое количество датчиков температуры теплоносителя на выходе из ряда рабочих каналов.

Вопросы внутриреакторного контроля особенно актуальны для реакторов канального типа, где размеры активной зоны значительно больше, в результате чего неравномерность нейтронного поля в активной зоне, а значит и неравномерность энерговыделений, может достигать значительно больших значений по сравнению с таковыми в ЯР корпусного типа.

Для изменения мощности ядерного реактора необходимо изменить его реактивность . На стационарном уровне мощности = 0. Если > 0,то мощность реактора возрастает, если < 0 - мощность снижается.

Строго говоря, на реактивность реактора можно влиять одним из следующих способов:

а) воздействуя на количество ядерного топлива в активной зоне (например, с помощью подвижных топливных сборок);

б) либо изменяя количество замедлителя, либо регулируя утечку нейтронов (например, за счет поворотных отражателей);

в) за счет изменения поглощающих свойств активной зоны.

Наибольшее распространение в стационарной энергетике получил способ влияния на реактивность , основанный на изменении поглощающих свойств активной зоны. Для этого в активную зону вводят или выводят из нее специальные стержни регулирования, содержащие материал с большим сечением поглощения нейтронов, например бор. Важно отметить, что для исключения случайного выведения из активной зоны излишне большого количества поглотителя, физический вес одного стержня регулирования (или одной группы стержней) должен быть небольшим - не более доли запаздывающих нейтронов = 0,006

Однако известно, что реактивность реактора на протяжении кампании изменяется на значительно большую величину, так как в процессе кампании происходит выгорание большого количества ядерного топлива, накапливается много шлаков. В связи с этим свежезагруженный реактор должен обладать большой избыточной реактивностью (запас на кампанию), которая в начале кампании компенсируется специальными органами компенсации большого физического веса. Эти же органы используются для компенсации значительных изменений реактивности, вызванных отравлением активной зоны ксеноном.

Конструкция таких органов компенсации может быть различной. Это может быть большое количество стержней, аналогичных по конструкции стержням регулирования. В ядерных реакторах двухконтурных ЯЭУ АЭС для компенсации запаса реактивности на кампанию широко используется жидкий поглотитель нейтронов - раствор борной кислоты. Изменяя концентрацию борной кислоты в воде I контура, можно влиять на реактивность реактора в достаточно широком диапазоне.

Отметим, что в ЯР не происходит быстрого изменения реактивности на большую величину. Действительно, топливо в активной зоне выгорает медленно, изменение отравления реактора также происходит относительно медленно. Поэтому управление органами компенсации запаса реактивности строится иначе, чем управление стержнями регулирования, обеспечивающими оперативное управление мощностью ЯР.

Наряду с изменением реактивности за счет введения в активную зону поглотителей нейтронов есть еще один фактор, существенно влияющий на реактивность. Речь идет о температурном эффекте реактивности. При изменении температуры активной зоны меняется соотношение вкладов различных материалов активной зоны в размножающие свойства среды. Причем, это соотношение может быть существенно разным для ЯР различного типа. При изменении температурного режима активной зоны от холодного состояния до рабочей температуры суммарный температурный эффект реактивности может быть как положительным, так и отрицательным и достигать 1% и больше. При регулировании конкретного ЯР необходимо учитывать величину и знак его суммарного температурного эффекта.

Очень важной величиной является наклон кривой температурного эффекта в рабочей точке, т.е. знак и величина производной - так называемый коэффициент температурного эффекта.

Реактор, охлаждаемый водой под давлением, как правило, обладает отрицательным коэффициентом температурного эффекта в рабочей точке. Это означает, что, например, при случайном повышении мощности ЯР и при сохранении теплоотвода по II контуру на прежнем уровне произойдет повышение температуры теплоносителя и других элементов активной зоны. При этом за счет отрицательного температурного коэффициента реактивности произойдет уменьшение реактивности ниже нулевого, в результате реактор уменьшит мощность до прежнего значения. Если произойдет случайное уменьшение мощности реактора, то все процессы ее восстановления пройдут в противоположном направлении.

Этим свойством ядерного реактора (его называют свойством саморегулирования реактора) можно воспользоваться для перехода с одного уровня мощности на другой. Для этого достаточно воздействовать только на рабочий контур установки, уменьшая или увеличивая расход рабочего тела и соответственно мощность турбины. Однако при этом переходные процессы в реакторной установке более длительны, изменение отдельных параметров происходит с большим перерегулированием. В этой связи регулирование мощности ЯР за счет использования свойства саморегулирования реактора в качестве самостоятельного способа на АЭС не применяется.

Заметим, что реакторы, охлаждаемые кипящей водой, имеют либо слабо выраженное свойство саморегулирования, либо это свойство отрицательного порядка. В основном это происходит за счет значительного положительного парового коэффициента реактивности. При случайном повышении мощности ЯР происходит повышение паросодержания в активной зоне (следовательно, уменьшение доли воды, которая в значительной мере выступает как поглотитель тепловых нейтронов), что вызывает дальнейшее увеличение реактивности. Такой ЯР свойством саморегулирования не обладает.

В ЯР кипящего типа (особенно в ЯР корпусного типа) реактивность реактора и, следовательно, его мощность могут быть изменены также за счет изменения давления кипящей среды или за счет изменения ее расхода. Действительно, в обоих случаях получим изменение объемного паросодержания в активной зоне и содержания воды. Изменение содержания воды окажет влияние как на замедляющие свойства активной зоны, так и на ее поглощающие свойства. Это изменит реактивность реактора и его мощность. При этом важно, чтобы эти процессы привели к устойчивому состоянию цепной реакции деления ядерного топлива. Кроме того, для таких реакторов предусматривают также традиционную систему управления с регулирующими стержнями. Она обеспечивает пусковые и некоторые другие режимы. Например, на кипящем реакторе АЭС "Дрезден-2" изменение мощности осуществляется как изменением расхода теплоносителя (обычно при сравнительно небольших изменениях мощности - до 30% от первоначальной), так и перемещением регулирующих стержней. Основное достоинство изменения мощности за счет регулирования расхода теплоносителя связано с тем, что при этом не искажается конфигурация нейтронного поля активной зоны.

Итак, основной способ регулирования мощности ЯР, нашедший наибольшее распространение среди реакторов, охлаждаемых водой под давлением, сроится на использовании сигнала плотности нейтронного потока, по величине которого регулируются поглощающие свойства активной зоны. Упрощенная схема систем регулирования мощности ЯР такого типа показана на рисунке 1.

	Рисунок 1 - Упрощенная структурная схема системы регулирования мощности ЯР, основанная на измерении и регулировании нейтронного поля: 1 - ИК; 2 - задатчик мощности; 3 - сравнивающее устройство; 4 - усилитель; 5 - двигатель перемещения регулирующих стержней; 6 - регулирующие стержни.

В этой схеме разбаланс измеренной и заданной мощности поступает в усилитель 4, после чего - на двигатель перемещения регулирующих стержней.

Такие схемы регулирования мощности ЯР были широко распространены на ранней стадии развития ядерной энергетики. Основной недостаток такой схемы - возможные изменения коэффициента пропорциональности между мощностью ЯР и величиной измеренной плотности нейтронного потока. Поэтому такой регулятор, поддерживая неизменным ток ИК, может поддерживать изменившуюся по величине тепловую мощность ЯР.

Этого недостатка лишена система регулирования, построенная на принципе регулирования тепловых параметров активной зоны ЯР.

Упрощенная схема регулирования мощности ЯР, основанная на этом принципе, показана на рисунке 2.

Рисунок 2 - Упрощенная структурная схема системы регулирования мощности ЯР, основанная на измерении и регулировании тепловых параметров активной зоны: 1 - измеритель регулируемого теплового параметра; 2 - задатчик регулируемого теплового параметра; 3 - сравнивающее устройство и усилитель; 4 - двигатель перемещения регулирующих стержней; 5 - регулирующие стержни

В качестве регулируемого теплового параметра может быть принят комплекс G_т(t_т1 - t_т2) (см. зависимость (3)). Если установка работает при G_т = const, то регулируемый параметр принимает вид (t_т1 _ t_т2). Иногда используют только значение температуры теплоносителя на выходе из ЯР t_т1, а значение t_т2 задается с помощью функционального преобразователя t_т2 = f(N_p). Могут применяться и иные управляющие сигналы, косвенно характеризующие мощность ЯР - давление пара и др. В отечественных ЯР стационарной энергетики в качестве теплового параметра в основном используется давление генерируемого пара.

Однако и такая схема не свободна от существенных недостатков. Основной из них - большое запаздывание регулируемых параметров по отношению к изменению мощности ЯР. Качество переходных процессов при такой схеме регулирования невысокое - большие перерегулирования параметров, большая длительность переходных процессов.

От недостатков схем, показанных на рисунках 1 и 2, свободны комбинированные схемы, в которых используются как управляющие сигналы по изменению нейтронного потока, так и сигналы по изменению тех или иных тепловых параметров. Такие комбинированные схемы могут строиться по каскадному принципу включения управляющих сигналов (последовательное включение сигналов) или по объединенному принципу (параллельное включение сигналов). Один из возможных вариантов каскадной компоновки комбинированной схемы показан на рисунке 3.

Представленная здесь схема осуществляет регулирование ЯР по сигналу нейтронной мощности (принцип такого регулирования показан на рисунке 1), в которую каскадно включен корректирующий сигнал теплового параметра. Тепловой сигнал формируется аналогично тому, как это показано на рисунке 2.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3 - Упрощенная структурная схема системы регулирования мощности ЯР, построенная как комбинированная схема с каскадным включением сигналов нейтронного потока и тепловых параметров:

1 - ИК; 2 - задатчик нейтронной мощности; 3 - сравнивающее устройство и усилитель;

4 - двигатель перемещения регулирующих стержней; 5 - регулирующие стержни;

6 - измеритель теплового параметра; 7 - задатчик регулируемого теплового параметра;

8 - сравнивающее устройство и усилитель сигнала регулируемого теплового параметра

Такая система практически мгновенно реагирует на возмущения по сигналу нейтронного потока (обычно по условиям безопасности скорость изменения сигнала ограничивается величиной 0,1…1,0% в секунду). На задатчик нейтронной мощности воздействует каскад теплового сигнала, который вносит коррекцию в управляющий сигнал нейтронной мощности по поведению теплового параметра.

Комбинированная схема системы регулирования может быть построена также по принципу объединения двух управляющих сигналов (параллельное включение двух сигналов) - по нейтронной мощности и по тепловым параметрам. Такая схема показана на рисунке

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4 - Упрощенная структурная схема системы регулирования мощности ЯР, построенная как комбинированная схема с параллельным включением сигналов нейтронного потока и тепловых параметров:

1 - ИК; 2 - дифференциатор сигнала;

3 - сравнивающее устройство и усилитель;

4 - двигатель перемещения регулирующих стержней; 5 - регулирующие стержни; 6 - измеритель теплового параметра; 7 - задатчик теплового параметра

Схема регулирования построена аналогично схеме, использующей тепловые сигналы (см. рисунок 2), но в усилитель регулятора 3 через дифференциатор 2 параллельно включен дополнительный сигнал нейтронной мощности от ИК 1. При быстрых возмущениях нейтронной мощности дифференциатор 2 имеет характеристики, близкие к характеристике простого усилителя сигнала, в результате чего система регулирования работает аналогично системе, показанной на рисунке 1. Медленные изменения нейтронного потока практически не влияют на работу дифференциатора 2. В результате система регулирования в целом работает как схема, показанная на рисунке 2. Так как в этом случае происходит медленное изменение мощности, то основной недостаток - запаздывание управляющего сигнала - существенного значения не имеет. Схемы, построенные по такому принципу, обладают наиболее приемлемыми динамическими характеристиками. Они в последнее время нашли наиболее широкое распространение, в том числе на отечественных двухконтурных ЯЭУ АЭС.

Заметим, что в системе регулирования, схема которой показана на рисунке 3, каскадный принцип включения управляющих сигналов предполагает наличие такого традиционного элемента как задатчик нейтронной мощности ЯР. Детальные исследования работы такой системы показывают, что в задатчике мощности нет принципиальной необходимости. Например, в ЯЭУ АЭС с ЯР ВВЭР-1000 от задатчика мощности решили отказаться. Правда, при этом переход с одного уровня мощности на другой при управлении реактором по нейтронной мощности может осуществляться только при ручном дистанционном управлении органами компенсации реактивности. Но затем система может быть поставлена в режим автоматического поддержания достигнутого уровня мощности. В этом случае система запоминает достигнутый уровень мощности и в дальнейшем использует его как сигнал заданной мощности.

3. Регулирование мощности турбогенератора, работающего на автономную сеть

Для выяснения принципов регулирования турбоагрегата рассмотрим вначале простой вариант компоновки электроэнергетической системы: одиночный генератор электроэнергии работает на автономную сеть электропотребления, изолированную от общей сети. В этом случае в такой изолированной сети должна поддерживаться постоянная частота тока на уровне f = 50 Гц. Для этого необходимо поддерживать постоянство частоты вращения ротора турбоагрегата (n = 3000 об/мин, если генератор электроэнергии двухполюсный, и n = 1500 об/мин, если генератор четырехполюсный). Нормы точности поддержания частоты тока весьма жесткие - погрешность не более 0,1 Гц (временно - не более 0,2 Гц). Однако, так как сети таких генераторов автономны, то не требуется синхронизация между ними. Это существенно упрощает задачу управления приводной турбиной.

Работа турбоагрегата на автономную сеть используется редко, например, при питании только собственных нужд энергоблока. Это может быть при аварийном отключении генератора от общей сети, при пуске турбоагрегата и в некоторых других нестандартных ситуациях. Однако рассмотрение работы турбоагрегата на автономную сеть позволяет выяснить многие важные особенности работы его системы регулирования.

Паровая турбина - тепловой двигатель вращательного типа. Она вырабатывает механическую энергию, которую потребляет соединенный с нею генератор электроэнергии.

Очевидно, в установившемся режиме крутящий момент турбины М_п должен быть равен моменту сопротивления генератора электроэнергии М_э и моменту сил трения М_т

М_п = М_э + М_т (4)

Если произойдет, например, уменьшение нагрузки генератора (пусть отключили один из потребителей электроэнергии автономной сети), то уменьшится момент сопротивления генератора М_э, нарушится равенство моментов (4), начнется рост частоты вращения агрегата. При некотором новом значении частоты вращения наступит равенство моментов, работа агрегата станет стационарной. Действительно, при увеличении частоты вращения при неизменной подачи пара на турбину (примерно неизменной мощности турбины) ее крутящий момент будет уменьшаться, так как мощность можно выразить как произведение крутящего момента на частоту вращения

N = M · n (5)

В тоже время момент сопротивления генератора будет возрастать, так как основная часть потребителей электроэнергии - вращающиеся механизмы (насосы с электроприводом), частота вращения которых будет возрастать (растет частота вращения генератора, следовательно, растет частота тока, поэтому растет частота вращения потребителей) и поэтому резко растет (почти в кубе) потребляемая ими мощность. Поэтому увеличивается момент сопротивления. Действительно, если принять М_э=N_э/n=k·n³/n, то

М_э = k · n² (6)

В действительности мощность электромеханизма нарастает несколько менее интенсивно, чем в кубической зависимости (за счет некоторого ухудшения КПД), но все же рост значительный. В этой связи на некотором новом повышенном значении частоты вращения турбоагрегата (и частоты тока) наступит равенство моментов (4) и турбоагрегат начнет работать стационарно. При этом частота вращения n будет значительно больше номинальной, в результате чего частота тока f будет недопустимо большой.

, Гц, (7)

где р - количество пар полюсов генератора (обычно р=1 или 2);

n - частота вращения генератора, об/мин.

В этой связи такой агрегат, который работает на автономную сеть, необходимо регулировать по частоте вращения n, а в роли управляющего сигнала принимают отклонение частоты вращения от заданного.

n = n_задан - n_измер (8)

В качестве исполнительного органа такого регулятора должен быть регулирующий клапан турбины, который может изменить расход пара на турбину.

Для измерения частоты вращения ротора турбоагрегата могут быть использованы различные устройства. Наиболее наглядно принцип измерения частоты вращения можно показать на примере механического измерителя. Он построен на использовании центробежной силы вращающихся грузов, перемещению которых противодействует пружина. Схема одной из возможных компоновок такого измерителя показана на рисунке 5.

При вращении грузов 3 возникает центробежная сила, которая растягивает пружину 2 и перемещает грузы 3. При этом через систему рычагов перемещается муфта



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 5 - Схема механического измерителя частоты вращения, основанная на использовании центробежной силы вращающихся грузов:

1 - вал вращения грузов; 2 - пружина; 3 - груз; 4 - муфта;

х - координата перемещения муфты; у - координата перемещения груза

Уравнение равновесия сил, действующих в таком механизме, можно записать в виде

m²r = yc, (9)

где m - масса грузов;

- угловая скорость вращения вала измерителя;

r _ радиус вращения центра тяжести грузов;

у - натяжение пружины;

с _ жесткость пружины.

В статически устойчивом измерителе частоты вращения каждому значению соответствует единственное и вполне определенное положение муфты х. Можно показать, что условием статической устойчивости такого измерителя является выражение

c - m² > 0. (10)

В качестве измерителя частоты вращения могут применяться не только механические устройства иной схемы, но и устройства иного принципа действия. В последнее время широко используются гидравлические датчики частоты вращения. Их принцип действия основан на том, что вал турбоагрегата связан с центробежным насосом (обычно масляным), напор которого однозначно определяется частотой вращения вала и используется как сигнал, пропорциональный частоте вращения.

Могут использоваться и иные устройства: генераторы электрического сигнала и пр.

Если с помощью измерителя частоты вращения вала турбоагрегата будет установлено отклонение частоты вращения от заданной, то необходимо в соответствии со знаком и величиной этого отклонения воздействовать на такой исполнительный орган системы регулирования турбоагрегата, который может восстановить частоту вращения. Из рассмотрения уравнения моментов в статическом режиме (4) следует, что для восстановления частоты вращения необходимо воздействовать на паровой момент турбины. Как было показано ранее, воздействие на момент электрогенератора (т.е. на его нагрузку) и на момент сил трения не может рассматриваться как способ регулирования турбоагрегата.

Для воздействия на паровой момент необходимо перемещение муфты измерителя частоты вращения передать органу, регулирующему поступление пара в турбину.

В общем случае количество пара, поступающего в турбину через регулирующий клапан, можно определить по формуле

, (11)

где - коэффициент расхода;

F - площадь проходного сечения регулирующего органа;

р₀, v₀ - давление и удельный объем пара перед проходным сечением;

р₁, v₁ - то же за проходным сечением;

k - показатель адиабаты.

Коэффициент расхода зависит от конфигурации регулирующего органа. При конструировании стремятся получить максимально возможное значение . В процессе использования регулирующего органа величина остается неизменной.

Значения удельного объема пара до и после регулирующего органа определяется соответствующими значениями давления пара и его влажности. Влажность пара необходимо учитывать в расчетах, однако как самостоятельный фактор регулирования расхода пара его рассматривать не следует. То же можно сказать о показателе адиабаты k.

Таким образом, для влияния на расход пара остается три параметра: р₀, р₁, F.

Давление свежего пара р₀ в отечественных энергоустановках АЭС обычно удерживается постоянным на всех уровнях мощности. Возможно также некоторое повышение давления р₀ при снижении мощности. Причины выбора того или иного закона изменения давления будут рассмотрены позже.

Если давление свежего пара р₀ удерживается постоянным или слегка повышающимся, то расход пара на турбину регулируется изменением проходного сечения регулирующего клапана F. При этом давление пара после клапана (на входе в первый сопловый аппарат турбины) р₁ определяется дросселированием пара на регулирующем клапане.

В этом случае возможно регулирование расхода пара одним из следующих способов:

а) дроссельное регулирование, называемое также качественным регулированием. Его суть сводится к тому, что весь подводимый к турбине пар дросселируется регулирующим клапаном, после чего поступает на общую для первой ступени сопловую группу. При этом давление пара перед сопловым аппаратом первой ступени p_с для турбины с полным впуском пара в соответствии с известной формулой Стодолы изменяется примерно прямо пропорционально расходу пара на турбину G_т, т.е.

p_с / p_с^ном G_т / G_т^ном; (12)

Достоинство дроссельного регулирования расхода пара заключается в простоте пароподводящего устройства и, следовательно, в более высокой его надежности. Однако ему присущи и некоторые недостатки. Основной из них сводится к тому, что в результате дросселирования пара в регулирующем клапане на пониженной мощности турбины существенно уменьшается теплоперепад, срабатываемый в ее проточной части (ри-
сунок 6). Это уменьшает экономичность установки на сниженной мощности. Действительно, величина внутреннего теплоперепада Н _i, срабатываемого в турбине на полной мощности (процесс а-б), значительно уменьшается при снижении мощности (процесс в-г).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 6 - Изменение внутреннего теплоперепада при дроссельном регулировании мощности