Регулирование мощности ЯЭУ АЭС

б) сопловое регулирование, называемое также количественным регулированием. В этом случае сопловый аппарат первой ступени турбины разделяют на несколько групп (3…4), на каждую из которых пар поступает через свой регулирующий клапан. При снижении мощности турбины от полной вначале прикрывают регулирующий клапан одной группы сопел, затем после его полного закрытия начинают прикрывать второй клапан и т.д.

При сопловом регулировании расхода пара на сниженной мощности дросселированию подвергается только та часть потока пара, которая поступает на группу сопел с частично прикрытым регулирующим клапаном. Остальные группы сопел первой ступени турбины получают пар полных параметров. В связи с этим экономичность турбины в целом на сниженной мощности выше, чем экономичность турбины с дроссельным регулированием. После первой ступени турбины с сопловым регулированием (ее обычно называют регулировочной ступенью) происходит перемешивание потоков пара, прошедших через различные группы сопел. Для этого камера между первой (регулировочной) ступенью и второй ступенью турбины должна иметь увеличенные осевые размеры.

Процессы расширения пара в регулировочной ступени в обоих его потоках, а также расширение пара в последующих ступенях турбины показаны на рисунке 7.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 7 - Расширение пара в проточной части турбины с сопловым регулированием:

а-б - расширение пара в регулировочной ступени турбины, прошедшего полностью открытые регулирующие клапана; в-г - расширение пара в регулировочной ступени турбины, прошедшего частично прикрытый регулирующий клапан;

д-е - расширение пара в последующих ступенях турбины

На этом рисунке значения давления пара обозначены: р_0н- давление свежего пара на входе в нерегулируемые группы сопел; р_0р- давление пара на входе в регулируемую группу сопел; p₂ - давление пара после регулировочной ступени (в камере смешения), оно же является давлением на входе во вторую ступень турбины; p_z - давление пара за последней ступенью турбины.

Важно отметить, что переход к сниженной мощности турбины естественно сопровождается снижением общего расхода пара через турбину. Это требует снижения давления пара за регулировочной ступенью р₂. Действительно, так как все последующие ступени турбины нерегулируемые, то уменьшение расхода пара через них может произойти только при снижении давления пара на входе во вторую ступень турбины. А это приводит к значительному повышению перепада давлений и теплоперепада на том секторе регулировочной ступени, который работает на полном давлении пара. Вследствие этого увеличиваются механические нагрузки лопаток регулировочной ступени. Этот фактор особенно актуален для влажнопаровых турбин АЭС. Действительно, для таких турбин из-за невысоких параметров пара его объемные расходы больше, поэтому больше длина лопаток. Влияние этого фактора возрастает для турбин большой номинальной мощности.

Кроме того, рабочие лопатки за один оборот ротора проходят зоны разного давления пара, что приводит к пульсации механических нагрузок на лопатки.

С учетом изложенного в ПТУ АЭС сопловое регулирование не нашло распространения. Была попытка применения соплового регулирования лишь на турбине сравнительно небольшой мощности К_220-4

И еще одно важное обстоятельство следует иметь в виду при выборе способа регулирования расхода пара на турбину. Как уже отмечалось, в силу специфики ЯЭУ АЭС их нецелесообразно использовать на мощности, значительно ниже номинальной (заметное увеличение стоимости электроэнергии на сниженной мощности установки). Поэтому в настоящее время, когда доля АЭС в выработке электроэнергии составляет сравнительно небольшую величину (35…40%), их используют в базовом режиме постоянной мощности, близкой к номинальной. А в этом режиме сопловое регулирование теряет свои преимущества по экономичности перед дроссельным регулированием. С учетом этих соображений на всех отечественных турбинах АЭС применяют более простое с конструктивной точки зрения дроссельное регулирование. Отказались от соплового регулирования и на турбине К_220-4 Ранее выпущенные турбины также перевели на дроссельное регулирование.

Мы рассмотрели два основных способа регулирования расхода пара на турбину - дроссельное и сопловое. Они нашли широкое распространение в паросиловой энергетике. Однако можно указать еще два способа, не нашедших такого же широкого распространения, но представляющих определенный интерес. Это байпасное регулирование и регулирование методом скользящих параметров. Ниже рассмотрена физическая суть этих способов регулирования и область их применения.

Суть обводного (байпасного) регулирования расхода пара через проточную часть турбины сводится к следующему.

Известно, что при полностью открытом регулирующем клапане (на полной мощности турбины) давление пара перед сопловым аппаратом первой ступени достигает максимального значения. Поэтому даже при наличии резерва паропроизводительности невозможно дальнейшее повышение давления пара перед соплами первой ступени турбины и за счет этого повышение его расхода через проточную часть. Это означает невозможность дальнейшего повышения мощности турбины.

Наряду с этим известно, что последующие ступени турбины работают при более низком давлении. Если к ним в обход первой ступени дополнительно подвести свежий пар, то расход пара через эти ступени можно увеличить и таким образом увеличить их мощность. В итоге мощность турбины в целом будет увеличена. Так получают добавочную (перегрузочную) мощность турбины. Одна из возможных схем компоновки турбины с обводным парораспределением показана на рисунке 8.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 8 - Схема турбины с обводным парораспределением:

1 - основной регулирующий клапан;

2 - обводный клапан

Байпасная подача пара может быть предусмотрена на вторую ступень или на какие-либо иные последующие ступени.

Разумеется, при байпасной подаче пара нарушается оптимальный режим течения пара в проточной части турбины, поэтому экономичность турбины несколько снижается.

В турбинах отечественных АЭС, предназначенных для работы в базовом режиме, в таком способе регулирования расхода пара нет необходимости. Поэтому применения он не нашел.

Если же ЯЭУ используется и в регулируемом режиме, то может появиться необходимость и в перегрузочном режиме на некоторое время. Тогда для турбины такой ЯЭУ может быть предусмотрено байпасное регулирование расхода пара.

В зарубежной практике встречаются АЭС, для которых предусмотрена возможность работы в перегрузочном режиме, для чего установлен клапан обводной подачи пара, например, на двухконтурной АЭС "Бецнау".

Рассмотрим регулирование расхода пара на турбину методом скользящих параметров пара.

Как уже отмечалось, в соответствии с формулой Стодолы для турбины с полным впуском пара снижение расхода пара через проточную часть может быть обеспечено только пропорциональным снижением давления пара на входе в турбину (см. зависимость (12)). Если давление пара в паропроводе поддерживается постоянным, то для обеспечения зависимости (12) при снижении мощности регулирующий клапан должен прикрываться и дросселировать свежий пар, обеспечивая поддержание давления пара в паропроводе на постоянном уровне и одновременно обеспечивая выполнение зависимости (12). В этом и заключается сущность дроссельного регулирования расхода пара на турбину.

Дроссельное регулирование нашло широкое распространение в энергоустановках АЭС (простота парораспределительного устройства, простота системы управления), но при этом на сниженных уровнях мощности заметно снижается КПД цикла, так как снижается теплоперепад, срабатываемый на турбине. Кроме того, даже при умеренном давлении свежего пара в 4…7 МПа дросселирование пара увеличивает его влажность уже на входе в ЦВД. В этом случае заметное повышение влажности охватывает всю проточную часть ЦВД, в силу чего снижается его КПД и надежность (долговечность, безотказность).

В то же время необходимого снижения давления пара перед сопловым аппаратом турбины при снижении мощности по зависимости (12) можно достичь и иным способом. Для этого регулирующий клапан турбины удерживают в полностью открытом положении на всех уровнях мощности. Снижения мощности турбины достигают снижением мощности ЯР (при соответствующем уменьшении подачи питательной воды на парогенератор). При этом уменьшается количество генерируемого пара и поэтому уменьшается расход пара на турбину. Давление пара перед соплами турбины (а также в паропроводе) устанавливается самопроизвольно в соответствии с принципом действия турбины. Это означает, что при снижении мощности энергоустановки давление пара в паропроводе и перед сопловым аппаратом первой ступени снижается ("скользит" вниз) в соответствии с законом, определяемым проточной частью турбины, т.е. в соответствии с зависимостью (12). Такой метод регулирования турбоагрегата называют регулированием при скользящем давлении пара в паропроводе. На рисунке 9 сопоставлены процессы расширения пара в турбине на сниженной мощности при скользящем и постоянном давлении пара в паропроводе.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 9 - Процесс расширения пара в турбине при постоянном и скользящем давлении пара в паропроводе

При работе паротурбинной установки насыщенного пара на полной мощности расширение пара в турбине начинается в точке А (сухой насыщенный пар). На сниженной мощности процесс расширения пара сдвигается вправо. Точка начала расширения пара в турбине в соответствии с зависимостью (12) определяется сниженным давлением перед соплами первой ступени р_с, величина которого зависит только от заданного расхода пара на турбину, т.е. от заданного уровня мощности. Если в паропроводе поддерживается постоянное давление пара, то к начальному давлению расширения пара в турбине р_с приходят за счет дросселирования пара на регулирующем клапане (процесс А-Б). Процесс расширения пара в турбине на сниженной мощности начинается в точке Б (влажный пар). Если же в паропроводе давление "скользит" в соответствии с потребностями турбины, то начальная точка расширения пара в турбине - точка В (сухой насыщенный пар). Замена точки Б на точку В несколько увеличивает теплоперепад, срабатываемый в турбине. Это объясняется тем, что в области влажного пара кривые постоянного давления (изобары) представляют собой несколько расходящийся пучок. В результате КПД цикла возрастает.

Исследования показывают, что для энергоустановок с более высоким номинальным давлением свежего пара применение скользящего давления на частичных нагрузках дает более заметный экономический эффект.

Этим объясняется тот факт, что на ТЭС, где давление свежего пара значительно выше (порядка 15…25 МПа), регулирование ПТУ при скользящем давлении пара нашло достаточно широкое распространение. В то же время на АЭС, где давление пара сравнительно небольшое, скользящее давление пара не применяется. Хотя и в этом случае переход на скользящее давление может дать выигрыш в экономичности частичных режимов, правда менее значительный.

Из рассмотрения рисунка 9 следует, что применение скользящего давления экономически целесообразно до уровня точки Г, в которой параметры пара перед сопловым аппаратом в режиме скользящего давления и в режиме постоянного давления в паропроводе одинаковы. Для влажнопаровых турбин АЭС с номинальным давлением свежего пара 4…7 МПа давление пара методом скольжения может быть доведено до величины порядка 3 МПа. С увеличением номинального давления пара растет диапазон целесообразного снижения давления за счет его скольжения, т.е. отрезок А-Г увеличивается. Снижение давления пара в паропроводе ниже давления в точке Г с точки зрения экономичности ПТУ нецелесообразно. Начиная с этой точки, следует переходить на дроссельное регулирование ПТУ.

Эффект повышения экономичности ЯЭУ может быть увеличен, если при снижении давления пара уменьшать напор питательного насоса. Уменьшение напора насоса значительно уменьшает потребляемую им мощность. Так как питательные насосы - очень мощные механизмы, то снижение их напора внесет заметный вклад в повышение экономичности энергоустановки. Для уменьшения напора питательного насоса необходимо уменьшить его частоту вращения, что может быть реализовано достаточно просто, если привод насоса - паровая турбина. Если же привод - электродвигатель переменного тока, то для уменьшения частоты вращения насоса можно предусмотреть регулирующую гидромуфту. Часто в установке предусматривают несколько параллельно включенных питательных насосов с электроприводом. В этом случае на сниженной мощности ЯЭУ можно часть насосов вывести из работы. Это также внесет положительный вклад в повышение экономичности турбоустановки.

Так как снижение напора питательного насоса вносит дополнительный вклад в экономичность установки, то снижение давления пара методом скольжения можно доводить до значения несколько ниже давления в точке Г (см. рисунок 9).

Из-за смещения процесса расширения пара в проточной части ЦВД вправо уменьшается влажность пара. В результате растет внутренний КПД турбины, улучшаются показатели ее надежности. Исследования одного из турбоагрегатов АЭС показали, что при переводе его с режима постоянного давления пара на режим скользящего давления и при снижении мощности примерно в два раза (G_п= 0,5 G_п.ном) начальная влажность в ЦВД снизилась с 1,9% до 0,5%, а конечная - с 13% до 11,5%.

Снижение влажности в ЦВД уменьшает количество влаги в сепараторе и увеличивает расход пара на ЦНД, в результате чего его мощность увеличивается. Это также вносит положительный вклад в экономичность ЯЭУ.

Так как при скользящем давлении пара на всех режимах установка работает на сухом насыщенном паре, то с уменьшением давления свежего пара уменьшается и его температура. В то же время температура свежего пара определяет температуру перегрева в промежуточном пароперегревателе. Поэтому при снижении мощности снижается температура перегрева, что неблагоприятно сказывается на условиях работы ЦНД: растет влажность пара в его проточной части, снижается внутренний КПД ЦНД. Правда, влажность растет по сравнению с режимом работы на постоянном давлении, но она остается ниже по сравнению с номинальным режимом.

Снижение температуры перегрева имеет и положительную сторону - уменьшается расход греющего пара, что благоприятно сказывается на экономичности ЯЭУ. На некоторых режимах может оказаться целесообразным в интересах экономичности даже отключение второй ступени перегрева, если перегрев двухступенчатый. Например, при испытаниях режимов работы при скользящем давлении на Ленинградской АЭС в результате отключения второй ступени перегрева на половинной мощности блока получили увеличение мощности установки на 2,6%.

Исследования установок с различными схемами промежуточного перегрева пара (одноступенчатый или двухступенчатый) показывают, что при одноступенчатом перегреве переход к скользящему давлению дает несколько больший экономический эффект, чем при двухступенчатом перегреве.

Исследования показывают также, что несколько больший экономический эффект от внедрения скользящего давления пара будет у тех установок, в которых штатное регулирование ПТУ осуществляется при поддержании постоянной средней температуры теплоносителя. Установлено, что выигрыш в экономичности от применения скользящего давления больше для тех ЯЭУ, у которых выше давление в конденсаторе. Следовательно, вопрос о внедрении скользящего давления пара более актуален для АЭС южных районов, а также для АЭС с градирнями.

К другим достоинствам метода регулирования ПТУ при скользящем давлении пара можно отнести повышение надежности оборудования ЯЭУ за счет снижения механических нагрузок на отдельные элементы установки (парогенератор, паропроводы, органы парораспределения ПТУ). В этом режиме в управлении установкой не принимает участие часть элементов системы управления (регулирующий паровой клапан и его сервопривод, регулятор давления пара и др.). Это упрощает режим регулирования ПТУ, повышает надежность работы системы управления в целом.

Отметим также некоторые недостатки режима скользящего давления пара.

В отличие от ТЭС, работающих на перегретом паре, снижение давления на турбинах АЭС сопровождается снижением температуры пара. Поэтому для влажнопаровых турбин АЭС переход на скользящее давление пара не приводит к улучшению маневренных свойств энергоустановки. В режимах скользящего давления пара невозможно форсирование энергоблока в режиме "подхвата" мощности при аварийном снижении частоты тока в энергосистеме.

В процессе регулирования мощности энергоустановки при скользящем давлении пара меняется также температурный режим активной зоны ядерного реактора. Так как ЯР водо-водяного типа обладает весьма большим отрицательным температурным коэффициентом реактивности, то с изменением мощности энергоустановки значительно изменяется реактивность реактора. Это усложняет работу системы управления и защиты реактора (СУЗ), ухудшает маневренные свойства ППУ и ЯЭУ в целом.

В этой связи некоторые исследователи предлагают компромиссное решение вопросов. Его суть сводится к тому, что при незначительном снижении мощности используют дроссельное регулирование турбоагрегата с поддержанием постоянного давления пара в паропроводе. При необходимости значительного снижения мощности и при длительной работе в этом режиме снижают уставку давления пара, обеспечивая при этом все требования к переходному режиму. В дальнейшем продолжают работать в режиме дроссельного регулирования турбоагрегата с поддержанием постоянного, но сниженного давления пара, при котором можно использовать некоторые из отмеченных выше достоинств режима скользящего изменения давления пара, нейтрализуя в известной степени его недостатки по колебанию реактивности ЯР.

Заметим, что ступенчатое изменение давления пара весьма актуально для кипящего реактора одноконтурной ЯЭУ. Изменение давления пара в такой установке непосредственно оказывает весьма существенное влияние на объемное паросодержание в активной зоне и таким образом на реактивность реактора.

Вопрос внедрения скользящего давления пара в практику управления ЯЭУ весьма актуален. По мере расширения атомной энергетики, когда АЭС должны будут шире привлекаться к регулированию нагрузки сети, важность его возрастает. Интерес к нему достаточно высок как в отечественной, так и в зарубежной атомной энергетике. Начиная с 70-годов, ведутся широкие теоретические и экспериментальные исследования режимов скользящего давления пара. Большие работы выполнены в Санкт-Петербургском государственном техническом университете совместно с рядом АЭС (Кольская, Ленинградская и др.). Проводились испытания на АЭС с различными типами турбоустановок (К-220-44, К-500-65/3000, К_1000-60/1500). На Кольской АЭС были проведены натурные испытания - опытная эксплуатация блока с ПТУ К-220-44, где в конце кампании ЯР ВВЭР-440 на протяжении 115 календарных суток установка работала в режиме скользящего давления пара. При этом снижалось давление пара. За время опытной эксплуатации мощность блока была снижена с 440 до 260 МВт, давление пара - с 4,4 до 2,2 МПа, средняя температура теплоносителя при этом снизилась с 284 до 231^оС. В результате исследований было показано, что экономичность установки может быть выше ее экономичности при дроссельном регулировании на 0,5…0,6% для ПТУ К-220-44, на 1…1,2% для ПТУ К-500-65/3000, на 0,5…2% для установки К-1000-60/1500.

В настоящее время эксплуатация ЯЭУ АЭС при скользящем давлении свежего пара не включена в регламент эксплуатации энергоустановок в качестве штатного режима. Пока такую эксплуатацию следует рассматривать как опытную. Наряду с этим следует отметить важность и актуальность режима скользящих параметров. В подтверждение этого можно сослаться на ГОСТ 24277-91 (Установки паротурбинные стационарные для АЭС. Общие технические условия), в котором в качестве одного из обязательных требований к ПТУ записано, что турбина должна допускать работу при скользящем давлении свежего пара.

Отметим еще одно весьма важное достоинство регулирования мощности ЯЭУ методом скользящего давления пара. Как уже отмечалось, снижение давления пара сопровождается снижением средней температуры теплоносителя первого контура. Вследствие этого высвобождается реактивность ядерного реактора. Это свойство реактора может быть использовано для увеличения его кампании. Упоминаемая выше опытная эксплуатация ЯЭУ Кольской АЭС с реактором ВВЭР-440 была приурочена к концу кампании реактора, когда его запас реактивности был практически израсходован, а активная зона подлежала очередной плановой перегрузке. Однако в результате постоянного постепенного снижения мощности установки за счет соответствующего снижения давления пара по скользящему закону удалось продлить работу реактора на 115 календарных суток (84 эффективных суток). В результате была получена дополнительная энерговыработка в 917 млн.кВт·ч. Некоторые исследователи предлагают для дополнительного снижения температуры теплоносителя отключать подогреватели высокого давления системы регенерации. Это приведет к снижению температуры питательной воды и, как следствие, к снижению температуры теплоносителя. Такие меры не приведут к повышению экономичности ЯЭУ, но позволят получить дополнительное высвобождение реактивности реактора. Такой же эффект может дать понижение давления в деаэраторе, а также отключение первой ступени промежуточного пароперегревателя либо перевод его на питание свежим паром.

Заметим, что высвобождение реактивности ядерного реактора за счет снижения температуры теплоносителя может быть использовано не только для увеличения кампании, но и для преодоления ксенонового отравления, для получения пиковой мощности и др.

Столь значительные результаты опытной эксплуатации Кольской АЭС по увеличению энерговыработки позволили некоторым исследователям назвать это достоинство метода скользящего давления пара значительно превосходящим все остальные его достоинства. В известной степени с этим можно согласиться, однако при этом следует иметь в виду одно важное обстоятельство. Дополнительная энерговыработка в 917 млн.кВт·ч достигнута при постоянно снижающейся мощности установки. Поэтому можно подсчитать также и недовыработку электроэнергии блоком за указанный период. Очевидно, что эта недовыработка покрывалась за счет дополнительной выработки электроэнергии на ТЭС, затрачивая весьма дорогое органическое топливо (другие АЭС в это время работали в базовом режиме на максимально возможной мощности). Поэтому в каждом конкретном случае необходимо проводить соответствующие технико-экономические исследования, которые покажут экономически целесообразный предел продления кампании ядерного реактора. Результаты этого расчета существенно зависят от таких подвижных показателей, как стоимость одного киловатт-часа электроэнергии, выработанного на АЭС и на ТЭС (для АЭС она значительно ниже), топливная составляющая в стоимости электроэнергии АЭС и ТЭС, капитальная и эксплуатационная составляющие стоимости электроэнергии АЭС и ТЭС и пр.

Отметим еще одну важную особенность опытной эксплуатации Кольской АЭС. В целях выявления влияния различных факторов на продление кампании ядерного реактора в первые 8 суток опытного режима работы ЯЭУ удалось сохранить полную мощность установки, несмотря на то, что запас реактивности реактора к началу режима был израсходован полностью. Для этого за счет дополнительного переоткрытия регулирующего клапана турбоагрегата (открытие клапана на величину, большую номинальной) и вызванного за счет этого некоторого снижения давления пара (с 44 до 41 кГс/см²) удалось снизить среднюю температуру теплоносителя (с 284^оС до 276^оС). Высвободившейся при этом реактивности реактора оказалось достаточно для работы установки на полной мощности на протяжении восьми суток. Для обеспечения дальнейшей работы установки пришлось снижать мощность. Заметим, что некоторые исследователи предлагают для обеспечения полной мощности установки при сниженном давлении пара вместо низкоэкономичного переоткрытия регулирующего парового клапана предусмотреть байпасное (обводное) регулирование расхода пара. Экономичность такого форсирования мощности турбины несколько выше по сравнению с экономичностью режима с переоткрытием регулирующего клапана.

В заключение отметим, что, несмотря на накопление многих данных по теоретическому и экспериментальному исследованию режима скользящего давления пара в ПТУ АЭС, проблему нельзя считать решенной полностью. Применение скользящего давления пара связано с недостаточно исследованными изменениями рабочих процессов в ППУ и ПТУ, вызывает значительные изменения в нейтронно-физических характеристиках реактора, существенно изменяет температурный режим реактора, парогенератора, турбоагрегата и пр. Требуется дальнейшее исследование этой проблемы, определение границ целесообразности использования режима скользящего давления пара, поиск наиболее рациональных способов его реализации. Именно поэтому в настоящее время в регламент эксплуатации ЯЭУ АЭС режим использования скользящих параметров пара пока не включен.

Итак, мы выбрали регулируемый параметр (частота вращения ротора турбины n), установили регулирующий параметр (расход пара на турбину G_т), на который нужно воздействовать при отклонении регулируемого параметра (частота вращения ротора) от заданного. Регулятор, который связывает измеритель регулируемого параметра (муфту рассмотренного нами простейшего варианта механического измерителя частота вращения) и исполнительный механизм (клапан, регулирующий расход пара на турбину), можно представить как рычаг, с помощью которого перемещение муфты измерителя частоты вращения вызывает соответствующее перемещение исполнительного органа - клапана подачи пара. Такое регулирование называют непосредственным (прямого действия). Однако для мощных турбоагрегатов силы сопротивления исполнительного органа и силы трения в элементах регулятора слишком велики. Поэтому в современных турбоагрегатах применяют так называемое сервомоторное регулирование. За счет перемещения муфты измерителя частоты вращения перемещается золотник регулятора, который управляет потоком силовой жидкости (обычно это масло). Масло перемещает поршень мощного силового гидропривода (сервомотора) и вместе с ним регулирующий паровой клапан турбины. Золотник в сочетании с сервомотором выступает в роли усилителя. Для обеспечения устойчивости такого регулятора в нем предусматривают обратную связь. Схема сервомоторного регулятора с обратной связью показана на рисунке 10.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 10 - Сервомоторный регулятор с обратной связью:

1 - измеритель частоты вращения;

2 - рычаг;

3 - золотник;

4 - сервомотор;

5 - паровой регулирующий клапан;

6 - поток силовой жидкости (масла);

7 - слив силовой жидкости;

8 - поток пара

Рассмотрим принцип действия такого регулятора частоты вращения.

При случайном снижении нагрузки генератора произойдет повышение его частоты вращения, муфта измерителя частоты вращения поднимется вверх и поднимет точку А рычага 2. Так как точка В зафиксирована положением сервомотора (пока масляные полости сервомотора под поршнем и над поршнем отсечены золотником, поэтому поршень неподвижный), то при этом поднимается и точка Б рычага 2. Соответственно сместится вверх золотник 3, и масло начнет поступать в верхнюю полость сервомотора 4, с нижней полости сервомотора масло пойдет на слив. Поршень сервомотора начнет движение вниз, уменьшая проходное сечение регулирующего парового клапана 5. Уменьшение расхода пара на турбину уменьшит паровой момент турбины, прекратится рост частоты вращения ротора турбины. При этом рычаг 2 поворачивается вокруг неподвижной точки А. Движение точки В вниз вызовет движение вниз и точки Б, в результате чего золотник 3 возвратится в среднее положение. Тогда подводы силовой жидкости (масла) к обеим полостям сервомотора перекроются, сервомотор остановится.

При случайном повышении нагрузки генератора перемещение элементов регулятора происходит аналогично, но в противоположном направлении.

Важно заметить, что во всех установившихся стационарных режимах работы турбоагрегата положение точки Б одно и то же. Действительно, только в среднем положении золотника к полостям сервомотора не подводится силовая жидкость и сервомотор неподвижен. Но положение точки А зависит от частоты вращения: чем частота выше, тем выше точка А. Следовательно, частотой вращения определяется и положение точки В (в том числе положение связанного с нею парового регулирующего клапана). Поэтому можно утверждать, что каждой частоте вращения, поддерживаемой таким регулятором, соответствуют свой расход пара, свой паровой момент турбины и своя мощность турбоагрегата. Зависимость частоты вращения от мощности (статическая характеристика "частота - мощность") имеет характер, показанный на рисунке 11: чем ниже мощность, тем выше частота вращения, и наоборот.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 11 - Статическая характеристика регулирования частоты вращения турбоагрегата

Статическая характеристика - совокупность точек, каждая из которых представляет собой параметры возможного установившегося режима работы турбоагрегата. Это означает, что если нагрузить генератор электроэнергии любой нагрузкой из рабочего диапазона, то для каждого случая получим вполне определенное значение частоты вращения (и частоты тока), соответствующее точке статической характеристики.

Статическая характеристика необязательно является прямой линией. Она может быть ломаной или плавной кривой, но характер ее всегда такой же: при увеличении мощности частота вращения снижается. Наклон статической характеристики (иногда его называют степенью статизма) обеспечивается наличием обратной связи и характеризует степень неравномерности регулирования частоты вращения

= (n_хх - n_нм) / n_нм , (13)

где n_xx - частота вращения на холостом ходу;

n_нм - то же при номинальной мощности турбины.

В соответствии с нормами стандартов (ГОСТ 24277-91 Установки паротурбинные стационарные для АЭС. Общие технические условия) значение при номинальных параметрах пара должно составлять 4…5%. При меньших значениях трудно обеспечить достаточную устойчивость регулирования турбоагрегата, а при больших значениях ухудшается точность регулирования: происходят большие изменения частоты тока f при сбросах и набросах нагрузки.

В регуляторе с механическими связями между элементами (как это показано на рисунке 10) величину можно изменить. Для этого можно, например, изменить соотношение плеч рычага 2.

В системах регулирования ПТУ современных АЭС конструктивно предусматривают возможность изменять величину в некоторых пределах. Так, например, в системе регулирования турбоагрегата К_1000_60/3000 диапазон возможного изменения составляет 2,5…6% (изменение предусмотрено ступенчатое по 0,6%). Для турбоагрегата К_1000-60/1500-2 этот диапазон составляет 2,5…10%. В то же время отметим, что в практике эксплуатации турбоагрегатов величину параметра не изменяют. Его значения проверяют в процессе наладки турбоагрегата и оставляют неизменным во всех эксплуатационных режимах.

Иногда обратную связь выполняют гибкой, для чего в связь рычага 2 с сервомотором 4 включают механизм, называемый изодромом. Он позволяет получить статическую характеристику с нулевой неравномерностью. При этом говорят об астатическом регулировании частоты вращения. Тогда на любом уровне мощности агрегата в установившемся режиме n = n_задан. Однако в ПТУ АЭС изодромные регуляторы не нашли применения, так как в этом случае изменение нагрузки в энергосети большой мощности может привести к резким колебаниям нагрузки турбоагрегата.

В процессе управления турбоагрегатом, работающим на автономную электросеть по статической характеристике с некоторым значением , может возникнуть необходимость в изменении частоты вращения при неизменной нагрузке (например, в процессе синхронизации агрегата перед его включением в общую энергосеть). Для этого достаточно произвести перенастройку регулятора, которая сместит статическую характеристику вверх или вниз (рисунок 12).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 12 - Смещение статической характеристики регулирования частоты

Смещение характеристики вверх (кривая 1 переходит в кривую 2) позволит при неизменной мощности P₁ перейти из рабочей точки а в точку б и при этом увеличить частоту вращения от n₁ до n₂.

Для смещения характеристики достаточно в связи элементов регулятора (см. рисунок 10) внести изменения одним из следующих способов:

а) изменить натяжение пружин в измерителе частоты вращения;

б) изменить длину звена связи с рычагом 2 либо измерителя частоты вращения, либо золотника, либо сервомотора. При этом изменение длины звена связи с золотником можно заменить смещением буксы золотника.

В реальных регуляторах могут применяться различные комбинации этих способов. Для простоты рассмотрения вопроса ограничимся случаем смещения буксы золотника.

Устройство, с помощью которого осуществляют перенастройку регулятора, называют механизмом управления турбиной (МУТ). С помощью воздействия на МУТ турбоагрегата можно сместить его статическую характеристику и, следовательно, изменить частоту тока в автономной сети при неизменной нагрузке. В данном случае МУТ можно рассматривать как задатчик частоты вращения турбоагрегата.

Принцип действия регулятора частоты вращения турбоагрегата, представленного на рисунке 10, можно показать с помощью структурной схемы (рисунок 13). Как уже отмечалось, в такой схеме регулируемым параметром является частота вращения ротора турбоагрегата.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 13 - Структурная схема регулирования автономного турбоагрегата по сигналу частоты вращения:

1 - клапан, регулирующий подачу пара на турбину;

2 - турбина; 3 - генератор электроэнергии; 4 - задатчик частоты вращения (МУТ); 5 - усилитель сервомотора регулятора частоты вращения; 6 - жесткая отрицательная обратная связь; 7 - золотник

На рисунке 10 показана схема регулятора частоты вращения, в котором принят измеритель частоты механического типа и связи между измерителем частоты, золотником сервомотора и сервомотором - также механического типа (рычаг 2). Схема такого регулятора дает наглядное представление о его принципе действия в целом и о взаимодействии отдельных элементов.

Однако регулятор с механическими рычажными связями обладает рядом недостатков, основные из которых - неудобство в компоновке и расположении элементов регулятора, неизбежное наличие люфтов в сочленениях элементов (отсюда снижение точности поддержания параметров), наличие трущихся пар, что снижает надежность регулятора. В настоящее время применяют более совершенные схемы регуляторов с использованием гидравлических и электрических элементов и с соответствующими связями между ними. Широкое распространение получила замена механических рычажных связей гидравлическими, что обеспечивает более рациональную компоновку регулятора, улучшает точность и надежность его работы, упрощает перенастройку регулятора на иной режим работы турбоагрегата. Правда, переход на гидравлические связи между элементами увеличивает затраты энергии на функционирование связей. Кроме того, такая система регулирования более чувствительна к изменению температуры рабочей жидкости.

В качестве примера рассмотрим регулятор, в котором механическая рычажная связь между измерителем частоты вращения и золотником сервомотора заменена гидравлической связью (рисунок 14).

Рассмотрим принцип действия представленного здесь регулятора на примере случайного увеличения нагрузки турбоагрегата.

Пусть произошло увеличение нагрузки генератора. Это приведет к снижению частоты вращения n, грузы датчика частоты вращения сблизятся, и золотник 2 переместится вниз. В результате окно А в буксе 3 несколько прикроется, что приведет к некоторому повышению давления жидкости в проточной линии связи р_пр. Под воздействием повышенного давления жидкости золотник 8 переместится вниз, растягивая пружину 7. Золотник 8 откроет подачу силовой жидкости под поршень сервомотора 11, а верхняя его полость будет сообщена со сливным каналом. Поршень сервомотора начнет движение вверх, увеличивая подачу пара на турбину через клапан 12 и, следовательно, восстанавливая частоту вращения ротора турбоагрегата. При этом движение штока сервомотора через рычаг 10 вызовет движение буксы золотника сервомотора 9 вниз, вдогонку движению золотника 8. В результате при некотором новом положении клапана 12 и соответствующем новом значении расхода пара на турбину сервомотор 11 будет остановлен.

Как следует из рассмотрения принципа действия регулятора, в импульсной проточной линии связи давление жидкости р_пр является величиной переменной и зависит от соотношения проходных сечений дроссельной шайбы 6 и сливного окна А.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 14 - Регулятор частоты вращения с переменным давлением в линии связи: 1 - измеритель частоты вращения; 2 - золотник, регулирующий величину переменного давления в проточной линии связи р_пр; 3 - букса настройки регулятора; 4 - линия подачи рабочей жидкости постоянного давления р₀ от насоса питания регулятора; 5 - линия проточной подачи жидкости переменного давления р_пр; 6 - дроссельная шайба; 7 - пружина золотника сервомотора; 8 - золотник сервомотора; 9 - подвижная букса золотника сервомотора; 10 - рычаг обратной связи; 11 - сервомотор; 12 - клапан, регулирующий подачу пара к турбине; 13 - маховик настройки; 14 - слив; 15 - подача силовой жидкости; 16 - поток пара

В схеме рассмотренного регулятора гидравлическая связь введена только между измерителем частоты вращения и золотником сервомотора. Могут быть и иные схемы, когда гидравлические связи предусмотрены и в других элементах регулятора. Например, линия обратной связи также может быть выполнена гидравлической. Кроме того, схема может быть построена с линиями связи постоянного давления. Могут быть приняты и иные существенные отличия, например, могут быть предусмотрены гидравлические усилители в несколько каскадов усиления сигналов и пр. Так, для турбины К-1000-60/1500 ХТЗ гидравлическая система регулирования выполнена гидродинамической с двойным усилением импульсов и с постоянным давлением среды в линиях первого усиления. Все прямые и обратные связи гидравлические. Рабочее вещество в гидравлической системе - масло марки Т_22 по ГОСТ 32-74 или ТП-22 по ГОСТ 9972-7 Детально устройство и принцип работы таких регуляторов рассматриваются в других специальных курсах.

Принцип действия любого из этих регуляторов частоты вращения остается тем же, что и для ранее рассмотренного регулятора с механическими связями (увеличение частоты вращения сопровождается уменьшением мощности и наоборот). Поэтому дальнейшее рассмотрение принципов регулирования турбоагрегата построено на использовании регулятора с механическими рычажными связями. Наглядность взаимодействия его отдельных элементов позволяет достаточно просто рассмотреть процесс регулирования турбоагрегата и его участие в регулировании энергоблока в целом.

4. Регулирование мощности турбоагрегата, работающего на общую сеть

Если генератор после завершения пускового режима и синхронизации с электроэнергетической системой включен на общую нагрузку в сеть, то он работает синхронно с сетью и, следовательно, синхронно со всеми генераторами электроэнергетической сети. Частота тока такого генератора точно соответствует частоте тока сети. Следовательно, частота вращения турбоагрегата остается неизменной (если неизменна частота тока в сети) или изменяется (обычно весьма незначительно) синхронно с изменением частоты вращения всех генераторов, работающих на общую электроэнергетическую сеть. Для такого турбоагрегата регулятор частоты вращения можно отключить (его можно оставить в работе только для выработки сигнала защиты агрегата от возможного аварийного превышения частоты вращения выше допустимой).

Правда, оставлять турбоагрегат без автоматизированной системы регулирования нельзя, так как в процессе его работы могут появиться внутренние возмущения, которые выведут его из установившегося режима работы. Например, если изменится температура охлаждающей воды главного конденсатора (изменился режим подачи охлаждающей воды, изменилась температура окружающей среды и пр.), то изменится давление в главном конденсаторе, в результате чего изменится величина срабатываемого в турбине теплоперепада. Это приведет к изменению мощности турбины и, следовательно, мощности генератора. Для поддержания мощности генератора на заданном уровне турбоагрегат можно снабдить регулятором мощности, структурная схема которого показана на рисунке 15.

Регулируемым параметром здесь является величина электрической мощности.

Агрегат, работающий с такой системой регулирования, поддерживает мощность генератора на заданном уровне независимо от частоты тока в сети. Как уже отмечалось, частота тока, вырабатываемого рассматриваемым генератором, строго соответствует частоте тока в сети.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 15 - Схема системы регулирования турбоагрегата (ТА) по величине мощности электрогенератора:

1 - клапан, регулирующий подачу пара на турбину;

2 - турбина; 3 - генератор электроэнергии;

4 - измеритель активной мощности генератора;

5 - регулятор мощности ТА;

6 - задатчик мощности генератора

Статическая характеристика "частота вращения - мощность" такого турбоагрегата имеет вид, показанный на рисунке 16.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 16 - Статическая характеристика турбоагрегата, работающего в базовом режиме и управляемого только регулятором мощности

Режим работы по характеристике, показанный на рисунке 16, для энергоблока АЭС (как и для любой другой электростанции) наиболее благоприятный. На мощности энергоблока практически не сказываются внешние возмущения - возмущения в электросети (колебания или скачки нагрузки).

В такой схеме системы управления регулятор частоты вращения может быть отключен, тогда на работе энергоблока колебания частоты тока в сети не сказываются.

Однако, если на общую энергосеть подключить все генераторы, управляемые только регуляторами мощности, то при случайном изменении нагрузки сети нарушится равенство Р_э^г = Р_э^потр, т.е. наступит несоответствие генерируемой и потребляемой энергии. Правда, и в этом случае произойдет восстановление этого равенства. Но при этом должно наступить значительное изменение частоты тока сети. В результате этого произойдет перераспределение мощности между потребителями, равенство генерируемой и потребляемой мощности энергосети восстановится. Энергосистема перейдет в новое устойчивое состояние. Но в этом случае даже при умеренных изменениях потребляемой мощности произойдет недопустимо большое изменение частоты тока. Поэтому такое управление параллельно работающими генераторами неприемлемо.

Переход электроэнергетической системы в новый устойчивый режим работы покажем на примере, который носит несколько условный характер, но достаточно наглядно дает представление о численном соотношении параметров системы.

Пусть на электроэнергетическую систему работают два турбогенератора, электрическая мощность которых составляет Р₁ = 600 МВт и Р₂ = 700 МВт. Пусть генераторы управляются регуляторами мощности, т.е. их мощность не зависит от частоты тока в сети. С учетом принятого допущения об отсутствии потерь в сети в стационарном режиме работы суммарная мощность, потребляемая из сети, составляет Рс = У Р_э^потр = Р₁ + Р₂ = 600 + 700 = 1300 МВт. Пусть частота тока в сети составляет f=50 Гц. Дадим дополнительную нагрузку на сеть Р_ув = Р_с = 150 МВт, т.е. нагрузку на сеть увеличим более чем на 10%, а генераторы пусть остаются на той же мощности (600 и 700 МВт соответственно). В результате в сети возникнет дефицит генерируемой мощности. Как уже отмечалось, начнется снижение частоты тока в сети, и за счет этого произойдет перераспределение мощности между потребителями. Высвобождать мощность для покрытия дефицита электроэнергии будут только вращающиеся электропотребители. Потребители типа нагревательных элементов в этом процессе участвовать не будут, так как их мощность практически не зависит от частоты тока. Обычно большинство потребителей сети - вращающиеся механизмы, в нашем примере пусть они составляют 1150 МВт (из общей нагрузки 1300 МВт). Для простоты расчетов примем, что вся дополнительно подключенная на сеть нагрузка представляет собой нагрузку нагревательными элементами Р_наг = Р_с - Р_вращ = 1300 - 1150 =150 МВт. И последнее допущение. Вращающиеся механизмы по-разному реагируют на изменение частоты тока (следовательно, и частоты их вращения). Насосы с понижением частоты вращения снижают полезную мощность пропорционально кубу частоты. Однако, с учетом некоторого ухудшения КПД насоса и его двигателя снижение потребляемой мощности будет несколько менее интенсивным. Существенно менее интенсивное снижение потребляемой мощности будет для металлорежущих станков и некоторых других механизмов. С учетом сказанного в расчет принято, что суммарная мощность вращающихся потребителей в 1150 МВт будет снижаться пропорционально квадрату частоты тока. Тогда можно записать следующую пропорцию:

50² - Р₁ + Р₂ - Р_наг (до увеличения нагрузки на сеть);

f² - Р₁ + Р₂ - Р_наг - Р_ув (после увеличения нагрузки на сеть);

или

50² - 600 + 700 -150;

f² - 600 + 700 -150 - 150.

Отсюда 50² 1000 = f ² 1150,

f = 50(1000/1150)^0,5 = 46,62524 Гц.

Качественно график переходного процесса для рассмотренного случая можно показать на рисунке 17.



Рисунок 17 - Переходный процесс изменения суммарной нагрузки потребителей электроэнергии (Р) и частоты тока (f) при неизменной мощности генераторов 1 и 2; А - зона переходного процесса

Если же повторить расчет режима, но при значительно меньшем увеличении нагрузки, то снижение частоты тока будет меньшим. Рассмотрим случай, когда увеличение нагрузки будет в пределах возможной ошибки диспетчерского графика (2…5 % от нагрузки сети). Принимаем Р_ув = 0,03 · Р_с = 0,03 ·1300 = 39 МВт. Тогда f = 50·(1150-39)^0,5/1150 = 49,14486 Гц.

Как и следовало ожидать, уменьшение частоты стало значительно меньшим. Однако, несмотря на то, что увеличение нагрузки сети находится в пределах допустимой погрешности диспетчерского графика (3% от нагрузки сети), уменьшение частоты тока выходит за допустимые пределы ± 0,1 Гц. Следовательно, такое использование генератора неприемлемо.

Турбоагрегат, включенный на нагрузку в общую энергосеть, можно не переводить на регулятор мощности, а оставить под управлением регулятора частоты вращения. В этом случае его рабочая точка будет находиться на соответствующей статической характеристике турбоагрегата - точка А (рисунок 18).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 18 - Параметры работы турбоагрегата, работающего на общую энергосеть и управляемого регулятором частоты вращения

Если при этом произойдет увеличение нагрузки сети, то это также вызовет уменьшение частоты тока сети. Генератор электроэнергии, будучи синхронизирован с электроэнергетической сетью, должен уменьшить частоту вращения. В соответствии со статической характеристикой такого генератора увеличится его мощность и его рабочая точка займет положение Б. Увеличение мощности турбоагрегата несколько увеличит мощность, подаваемую в сеть, и, таким образом, будет способствовать уменьшению провала частоты тока. О таком турбоагрегате говорят, что он участвует в первичном регулировании частоты тока. Заметим, что переход рабочей точки из А в Б происходит без перенастройки регулятора частоты вращения, т.е. без воздействия на МУТ турбоагрегата и без смещения его статической характеристики.

В реальных электроэнергетических системах большинство турбоагрегатов, работающих на общую сеть, остаются под управлением своих регуляторов частоты вращения. Такие турбоагрегаты реагируют на возмущения электросети, появляющиеся в результате колебаний и бросков нагрузки в сети.

Рассмотрим особенности работы таких турбоагрегатов. Для простоты рассмотрения вопроса ограничимся случаем параллельной работы на сеть только двух турбоагрегатов, имеющих статические характеристики с одинаковым наклоном . Статические характеристики таких турбоагрегатов показаны на рисунке 19.

Так как генераторы включены на общую сеть, то они работают синхронно, т.е. их частота вращения строго одинакова (если количество пар полюсов одинаково). Тогда можно записать

n₁ = n₂ = idem. (14)

В исходном состоянии электроэнергетической системы мощность каждого из них определяется соответствующими точками на их статических характеристиках и составляет Р₁ и Р₂. Очевидно, что мощность, потребляемая из сети, в целом будет

Рс = У Р_э^потр = Р₁ + Р₂. (15)

Пусть произошло увеличение нагрузки сети на величину Р_с. Это приведет к снижению частоты вращения генераторов. Так как генераторы остаются включенными в общую сеть, то снижение частоты вращения у них будет одинаково - n.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 19 - Распределение нагрузки при параллельной работе двух агрегатов:

а) - статическая характеристика турбоагрегата 1;

б) - статическая характеристика турбоагрегата 2

Если при этом наклон статических характеристик обоих турбоагрегатов одинаков, то каждый генератор увеличит свою мощность на одинаковую величину Р₁ = Р₂. Если же наклон статических характеристик у турбоагрегатов разный, то тот агрегат, у которого статическая характеристика более пологая, увеличит свою мощность на большую величину

Заметим, что в случае параллельной работы большого количества турбоагрегатов даже при значительном изменении общей нагрузки сети Р_с в каждом генераторе произойдет сравнительно небольшое изменение мощности. При этом изменение частоты вращения турбоагрегатов (и соответствующее изменение частоты тока сети) будет весьма незначительным, так как наклон характеристик туробоагрегатов небольшой ( = 4…5%). Параллельно работающие и управляемые своими регуляторами частоты вращения турбоагрегаты без какого-либо вмешательства в настройку их регуляторов при изменении нагрузки сети способны поддержать частоту тока в достаточно узком диапазоне. Первичное регулирование частоты тока за счет частичного распределения дополнительной нагрузки среди всех параллельно работающих турбоагрегатов без вмешательства в работу их регуляторов принципиально не может сохранить неизменность частоты тока при колебаниях нагрузки сети. За счет изменения мощности генераторов в результате их участия в первичном регулировании частоты не может произойти полное восстановление частоты тока. Действительно, только за счет изменения частоты тока и может быть изменена мощность генераторов. Поэтому первичное регулирование частоты тока следует понимать не как восстановление частоты, а как удержание ее от значительного изменения даже при больших изменениях нагрузки сети. Величина оставшегося дефицита мощности будет зависеть также от соотношения в нагрузке сети вращающихся потребителей электроэнергии и потребителей типа нагревательных элементов. Для данного примера работы на сеть двух параллельно включенных генераторов, участвующих только в первичном регулировании частоты тока, изменение параметров энергосети и генераторов показано на рисунке 20.