Регулирование мощности ЯЭУ АЭС

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 20 - Переходный процесс изменения суммарной нагрузки потребителей электроэнергии (Р) и частоты тока (f) при первичном регулировании частоты тока генераторами 1 и 2, А - зона первичного регулирования частоты тока

В этом случае частота тока в сети, например, при увеличении нагрузки сети на Р_с несколько снизится на величину f. Снижение будет значительно меньшим по сравнению с ранее рассмотренным вариантом, когда все генераторы управлялись только регуляторами мощности. Это объясняется тем, что в этом режиме несколько увеличивается мощность каждого генератора, что частично компенсирует увеличение нагрузки на сеть.

В таком режиме энергосеть и генераторы стабилизируются при сниженной частоте тока и соответственно повышенной мощности генераторов. Так как переходный режим определяется регуляторами частоты вращения, имеющими очень небольшие постоянные времени, то продолжительность переходного режима = А будет весьма небольшой.

В заключение рассмотрим численное соотношение параметров при первичном регулировании частоты тока для тех же исходных данных, для которых ранее рассматривалось регулирование генераторов электроэнергии с регуляторами мощности. Генераторы переведены на регуляторы частоты вращения. В расчет принято, что статические характеристики турбоагрегатов имеют одинаковый наклон, составляющий 4%. Если принять, что номинальная мощность генераторов составляет 1000 МВт, то уравнения статических характеристик будут:

- для генератора 1 f = - 0,002P_г1 + 51,2;

- для генератора 2 f = - 0,002P_г2 + 51,4;

Можно убедиться, что эти выражения являются статическими характеристиками наших генераторов.

Действительно, в исходном состоянии системы, когда частота тока составляет 50 Гц

f₁ = - 0,002600 + 51,2 = 50 Гц;

f₂ = - 0,002700 + 51,4 = 50 Гц.

В то же время, наклон таких характеристик составляет 4%. Действительно, для генератора №1 при изменении мощности P_г1 от 0 до 1000 МВт изменение частоты f составляет f = 51,2 - 49,2 = 2 Гц, что составляет 4% от 50 Гц. Аналогично можно показать, что и для генератора №2 статическая характеристика имеет тот же наклон в 4%.

Из уравнений статических характеристик следует, что изменение мощности генераторов в зависимости от изменения частоты тока можно выразить:

P_г1 = (51,2 - f₁) / 0,002;

P_г2 = (51,4 - f₂) / 0,002.

Если принять пропорциональную зависимость между мощностью вращающихся механизмов и квадратом частоты тока, то можно записать пропорцию:

50² - Р₁ + Р₂ - Р_наг;

f² - Р_г1 + Р_г2 - Р_наг - Р_ув;

или

50² - 600 + 700 -150;

f² - (51,2-f)/0,002 + (51,4-f)/0,002 - 150 - 150.

Отсюда

f²1150 = 50²[(51,2 - f) / 0,002 + (51,4 - f) / 0,002 - 300];

Это квадратное уравнение для частоты тока f можно записать в виде:

1150 · f² + 2500000 · f - 127500000 = 0.

Решение такого уравнения:



В этом выражении перед корнем квадратным оставляют только знак «+», так как при знаке «-» решение не имеет физического смысла.

Для простоты решения уравнения все коэффициенты умножим на 0,001.

Тогда f = = 49,8566 Гц

Таким образом, при том же увеличении нагрузки сети в 150 МВт получено значительно меньшее снижение частоты тока, чем в предыдущем примере, где турбоагрегаты управлялись регуляторами мощности (от 50 до 49,8566 Гц против 46,62524 Гц).

Однако, полученн0е значение f = 49,8566 Гц не укладывается в приемлемые пределы изменения частоты тока ± 0,1 Гц. Это объясняется тем, что в расчет принята очень большая дополнительная нагрузка сети в 150 МВт, что составляет больше 10 % общей нагрузки. Если же принят дополнительную нагрузку в пределах возможной погрешности диспетчерского графика 2…5 %, то можно ожидать, что расчетная величина тока не выйдет за допустимые пределы. Повторим расчет частоты тока при Р_ув = 0,03 · Р_с = 0,03 · 1300 = 39 МВт. Тогда в уравнении для частоты тока f коэффициенты a и b останутся теме же, а значение с = 127777500. В этом случае значение установившейся частоты тока будет

f = = 49,9627 Гц.

Таким образом, можно утверждать, что при погрешности в задании мощности по диспетчерскому графику в пределах 2…5 % и при участии всех турбоагрегатов в первичном регулировании частоты значение частоты тока будет в допустимых пределах ± 0,1 Гц.

Вместе с тем для реальных энергетических систем даже в случаях заметных колебаний нагрузки сети ставится задача восстановления и поддержания частоты тока на заданном уровне. Причем, частоту тока следует поддерживать с нулевой неравномерностью. Эта задача может быть решена следующим образом.

Среди большого количества параллельно включенных генераторов, работающих по своим статическим характеристикам и таким образом участвующих в первичном регулировании частоты, выделяют несколько агрегатов для работы в регулируемом режиме. Они обеспечивают восстановление частоты тока за счет автоматического смещения своих статических характеристик (вторичное регулирование частоты тока) в таком направлении, чтобы восстановить баланс вырабатываемой и потребляемой электроэнергии при частоте тока в 50 Гц. Автоматическое смещение характеристик этих агрегатов осуществляется воздействием на их МУТ специальными медленно действующими сетевыми регуляторами частоты, которые обычно выполняются без статической неравномерности (астатические регуляторы). При этом все остальные агрегаты, достаточно быстро реагирующие на изменение нагрузки сети в результате первичного регулирования частоты, постепенно, по мере срабатывания сетевого регулятора частоты возвращаются к первоначальному режиму работы.

Покажем последовательность изменений в параметрах режимов работы на примере двух параллельно работающих турбоагрегатов, один из которых (агрегат 1) управляется сетевым регулятором частоты (рисунок 21).



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 21 - Участие параллельно работающих турбоагрегатов в первичном и вторичном регулировании частоты тока сети

Пусть 1 и 2 - исходные статические характеристики турбоагрегатов; А₁ и А₂ - рабочие точки агрегатов в исходном состоянии; Р_г1 и Р_г2 - исходные значения мощности агрегатов; n₀ = n₁ = n₂ - исходная частота вращения агрегатов.

Если в сети произошло повышение потребляемой мощности на величину Р_с, то в результате достаточно быстротекущих процессов первичного регулирования частоты рабочие точки агрегатов сместятся в А₁' и А₂', частота вращения агрегатов уменьшится до n = n₀ - n, нагрузка агрегатов возрастет на величину Р_г1 и Р_г2. При этом процессы изменения параметров произошли аналогично тому, как это было показано в предыдущем примере.

В результате астатического воздействия сетевого регулятора частоты на регулятор первого турбоагрегата его характеристика постепенно сместится в положение 1", рабочие точки турбоагрегатов займут положение А₁" и А₂ (рабочая точка второго агрегата возвратилась в первоначальное положение), электрические нагрузки составят:

Р_г1^конечн = Р_г1 + Р_с и Р_г2^конечн = Р_г2.

Таким образом, все увеличение нагрузки на сеть принял на себя первый турбоагрегат, а нагрузка второго агрегата возвратилась к исходному значению. Частота вращения обоих агрегатов (следовательно, и частота тока в сети) вернулась к исходному значению n₀. Переходные процессы изменения мощности генераторов 1 и 2 и изменения частоты тока в сети (частоты вращения генераторов) во времени показаны на рисунке 22.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 22 - Переходный процесс изменения суммарной нагрузки потребителей электроэнергии (Р) и частоты тока (f) при первичном регулировании частоты генераторами 1 и 2, а также вторичном регулировании частоты генератором 1.

А - зона первичного регулирования частоты, Б - зона вторичного регулирования частоты.

В заключение отметим, что у агрегатов, которые выделены для автоматического вторичного регулирования частоты (регулируемые агрегаты), исходная рабочая точка на статической характеристике должна быть выбрана так, чтобы в обе стороны от рабочей точки был достаточный регулировочный диапазон мощности. Если же в результате изменений нагрузки сети рабочие точки регулируемых агрегатов заметно сместились, то регулировочный диапазон мощности становится несимметричным. Тогда диспетчер электроэнергетической системы должен дать команду на ручное изменение загрузки турбоагрегатов, не участвующих в автоматическом вторичном регулировании частоты. Для них за счет смещения статических характеристик вручную добиваются изменения нагрузки в таком направлении, чтобы рабочие точки регулируемых агрегатов автоматически снова заняли среднее положении в регулировочном диапазоне мощности. Такое ручное перераспределение загрузки турбоагрегатов иногда называют третичным регулированием частоты тока.

И еще одно замечание. Как показано выше, для восстановления частоты тока сети медленно действующий астатический сетевой регулятор частоты должен перевести на свой турбоагрегат все увеличение нагрузки на энергосеть. Процесс загрузки такого агрегата длительный (он может достигать 10…15 мин.), дополнительная загрузка агрегата весьма большая. Поэтому обычно выделяют еще несколько агрегатов, которые реагируют на изменение частоты тока с некоторой величиной статизма, но действуют значительно быстрее астатического сетевого регулятора частоты и принимают на себя значительную долю изменения нагрузки сети (скорость изменения мощности может достигать до 10% в минуту, хотя и в небольшом диапазоне мощности - порядка 5%). Их также следует отнести к регулируемым турбоагрегатам. Такие агрегаты облегчают задачу астатических сетевых регуляторов частоты.

5. Особенности регулирования турбоагрегатов АЭС

Турбоагрегаты АЭС, работающие на общую энергосеть, могут использоваться в одном из следующих трех возможных режимов:

- поддержание постоянной мощности генератора (чисто базовый режим). Регулятор частоты вращения отключен. На колебания нагрузки сети и колебания частоты тока турбоагрегат не реагирует;

- участие турбоагрегата только в первичном регулировании частоты тока. Изменения мощности генератора сравнительно невелики. Такой режим работы также можно считать базовым ( и хотя он не чисто базовый);

- участие турбоагрегата как в первичном, так и во вторичном регулировании частоты тока. Изменения мощности генератора могут быть значительными. Режим работы агрегата называют регулируемым.

Как уже отмечалось, для энергоблока АЭС первый режим работы наиболее благоприятный. Однако суммарная мощность энергоблоков АЭС в общем балансе электроэнергии Украины весьма значительна (порядка 40% и больше). Если таким энергоблокам предоставить возможность работать в первом режиме, то все колебания нагрузки сети должны будут принять на себя другие электростанции (ТЭС, ГЭС), участвующие в первичном или в первичном и вторичном регулировании частоты тока. Так как их мощность заметно меньше общей мощности энергосети (в нашем случае это 100% _ 40% = 60%, то и колебания мощности таких генераторов будут значительными. В то же время мощные генераторы АЭС способны внести существенный вклад в поддержание нормальной работы электроэнергетической сети. Поэтому с учетом соотношения генерирующих мощностей Украины перед отечественными АЭС поставлена задача участвовать совместно с электростанциями других типов в первичном регулировании частоты тока.

Что касается вторичного регулирования частоты тока, то оно, как уже отмечалось, для ЯЭУ АЭС принципиально возможно, но весьма нежелательно. Основные причины такой постановки вопроса сводятся к двум положениям:

- от АЭС, участвующей во вторичном регулировании частоты тока, потребуется сравнительно быстрое изменение мощности в широком диапазоне. В то же время маневренные свойства ЯЭУ АЭС ограничены;

- АЭС, участвующая во вторичном регулировании частоты, должна постоянно работать, сохраняя широкий регулировочный диапазон мощности. Это приводит к необходимости работать с постоянной недогрузкой энергоблока. В то же время известно, что работа АЭС с недогрузкой приводит к значительному повышению стоимости вырабатываемой ею электроэнергии.

В тех странах, где доля АЭС в энергетическом балансе значительна (порядка 50% и больше), АЭС вынуждены привлекать и ко вторичному регулированию частоты тока (например, Франция, Финляндия). Для отечественных АЭС в настоящее время не ставится задача участия во вторичном регулировании частоты тока.

5.2 Отметим, что даже участие турбоагрегата АЭС только в первичном регулировании сопровождается весьма заметными колебаниями его мощности, а продолжительность работы энергоблока с мощностью, отличной от установившейся, может быть очень длительной. Она определяется продолжительностью переходного режима сетевого регулятора частоты, обычно весьма медленно действующего или продолжительностью прохождения команды диспетчера на третичное регулировании частоты тока. В этой связи для турбоагрегатов АЭС предусмотрен несколько облегченный режим участия в первичном регулировании частоты тока. На рисунке 23 показана одна из возможных схем системы регулирования турбоагрегата, решающая эту задачу.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 23 - Схема системы регулирования турбоагрегата АЭС по заданной мощности электрогенератора с его участием в первичном регулировании частоты тока:

1 - клапан, регулирующий подачу пара на турбину;

2 - турбина; 3 - генератор электроэнергии;

4 - трансформатор, вырабатывающий сигнал величины активной мощности генератора; 5 - задатчик мощности генератора; 6 - регулятор мощности генератора;

7 - реверсивный электродвигатель задатчика частоты вращения; 8 - задатчик частоты вращения (МУТ);

9 - регулятор частоты вращения

В этой схеме предусмотрен медленно действующий контур регулирования мощности, который не связан непосредственно с клапаном, регулирующим подачу пара на турбину. Через реверсивный электродвигатель он связан с МУТ (механизмом управления турбиной). На подачу пара на турбину непосредственно воздействует быстродействующий контур регулирования частоты вращения.

Если произойдет неплановое изменение нагрузки сети и вызванное им изменение частоты тока, то контур регулирования частоты вращения достаточно оперативно отреагирует на это и соответственно изменит подачу пара на турбину. Иначе говоря, произойдет первичное регулирование частоты тока сети, при котором, как было показано выше, неизбежно произойдет изменение нагрузки турбоагрегата. Это изменение мощности турбоагрегата вызовет срабатывание медленно действующего контура регулирования мощности. Через некоторое время регулятор восстановит мощность на первоначально заданном уровне. Это произойдет за счет того, что регулятор мощности, воздействуя на регулятор частоты вращения через его МУТ, автоматически сместит характеристику турбоагрегата и подберет такую характеристику, что рабочая точка на ней будет соответствовать как заданной мощности генератора, так и сложившейся в сети частоте тока. Характер изменения мощности такого турбоагрегата в динамике показан на рисунке 2

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 24 - Изменение мощности турбоагрегата в комбинированном режиме поддержания мощности и частоты тока

Постоянная времени регулятора мощности заметно больше постоянной времени регулятора частоты вращения. Основные связи в регуляторе частоты вращения - гидравлические, поэтому он быстро выводит турбоагрегат на увеличенную мощность в результате первичного регулировании частоты. Регулятор же мощности выведет турбоагрегат на прежнюю мощность некоторое время спустя. Однако постоянная времени регулятора мощности значительно меньше постоянной времени сетевого регулятора частоты, т.е. регулятора, в результате действия которого все турбоагрегаты вернутся в исходное состояние. Таким образом, регулятор мощности турбоагрегата АЭС вернет свой генератор в исходное состояние, не дожидаясь воздействия сетевого регулятора частоты.

Кроме того, сигнал частоты вращения (он же сигнал частоты тока), по которому агрегат участвует в первичном регулировании частоты, обычно имеет некоторую зону нечувствительности (величину зоны нечувствительности обслуживающий персонал может изменять). На энергоблоке с турбиной К-1000-60/1500-2 (ЗАЭС) принята зона нечувствительности частоты тока от +0,5 Гц до -1,2 Гц. В связи с этим энергоблок принимает участие в первичном регулировании частоты только при больших скачках нагрузки сети и соответствующих им больших изменениях частоты тока в сети. При этом величина изменения мощности турбоагрегата уменьшается на величину, соответствующую зоне нечувствительности регулятора частоты вращения.

В результате принятия таких мер (соответствующее быстродействие контура регулирования мощности и наличие зоны нечувствительности по сигналу частоты вращения) участие энергоблока АЭС в первичном регулировании частоты происходит в значительно облегченном варианте. Параметры переходного режима такого турбоагрегата можно подобрать так, что его участие в первичном регулировании частоты может и не сказаться на работе ППУ, если изменения в потребностях ПТУ в паре на время переходного режима будут обеспечены за счет использования тепловой энергии, аккумулированной в рабочем контуре: в сепарате сепаратора пара, во влажном паре ресиверов системы промежуточной сепарации и промежуточного перегрева пара, во влаге проточной части турбины и пр.

В то же время даже такое облегченное участие турбоагрегата АЭС в первичном регулировании частоты тока сети весьма благоприятно сказывается на работе электроэнергетической системы в целом. Оно обеспечивает достаточно быструю реакцию турбоагрегата на резкие скачки нагрузки сети и внесет вклад в компенсацию изменения мощности в сети в первоначальный момент времени, когда регулируемые сетевыми регуляторами частоты электростанции еще не успели отреагировать на скачок мощности.

Система регулирования, показанная на рисунке 23, работоспособна, но наличие в ее составе инерционного интегрирующего звена, каким является задатчик частоты вращения МУТ 8, может отрицательно сказаться на качестве динамических переходных процессов. В ряде современных систем регулирования это звено исключают. Тогда управляющие сигналы электрической мощности Р_э и частоты вращения n суммируют и их сумму после усиления подают как управляющее воздействие на паровой регулирующий клапан. Такая схема управления принята на современных турбоагрегатах отечественных АЭС. По такому же принципу суммирования управляющих сигналов Р_э и n построены системы регулирования некоторых зарубежных АЭС (например, электронная система управления ПТУ "Турботрол" на АЭС" "Бецнау").

На сумматор управляющих сигналов могут подаваться и другие корректирующие сигналы. Например, на АЭС "Окони" с сигналом Р_э суммируется сигнал давления пара. Но такое суммирование сигналов решает уже иную задачу, в данном случае задачу общеблочного регулирования ЯЭУ, сущность которого будет рассмотрена ниже.

В заключение рассмотрим численный пример расчета частоты тока в сети, когда не все турбоагрегаты участвуют в первичном регулировании частоты. Это в известной мере соответствует состоянию вопроса в энергосети Украины, где АЭС участвуют в первичном регулировании частоты в настолько облегченном режиме, что практически на незначительные изменения нагрузки сети они не реагируют.

Повторим расчет частоты тока, рассмотренный ранее (см. п. 2) при тех же исходных данных, но регулятором частоты вращения управляется только второй агрегат (он характеризует поведение турбоагрегатов ТЭС и ГЭС, участвующих в первичном регулировании частоты), а первый агрегат управляется регулятором мощности, т.е. он не участвует в первичном регулировании частоты. Его поведение по отношению к сети в значительной степени характеризует поведение турбоагрегатов АЭС. Рассмотрим только вариант небольшого увеличения нагрузки сети Р_ув=Р_с=0,03·Р_с.

Для этого варианта пропорция между изменением частоты тока f и мощностью сети принимает вид:



50² - Р₁ + Р₂ - Р_наг;

f² - Р₁ + Р_г2 - Р_наг - Р_ув;

или

50² - 600 + 700 -150;

f² - 600 + (51,4-f)/0,002 - 150 - 39.

Отсюда f²1150 = 50²[600 + (51,4 - f) / 0,002 - 150 - 39];

Или 1,15 · f² + 1250 · f - 65277,5 = 0.

Тогда f = = 49,928567 Гц.

Сопоставление результатов расчета показывает, что выведение первого агрегата из участия в первичном регулировании частоты несколько ухудшает поддержание частоты тока в сети (f = 49,929 Гц по сравнению с
f = 49,963 Гц при участии всех генераторов в первичном регулировании частоты), однако изменение частоты осталось в допустимых пределах
± 0,1 Гц.

6. Программы изменения основных параметров ЯЭУ АЭС

Потребители электроэнергии, вырабатываемой на электростанции, регламентируют количество продукции (мощность электростанций) и ее качество (в основном это напряжение и частота тока сети). Для электростанции это внешние параметры. Остальные параметры, характеризующие работу энергоблока (расходы рабочих сред, значения температуры и давления сред в различных точках контуров и др.) являются внутренними параметрами, значения которых не интересуют потребителя. Но они имеют очень важное значение, так как от их величин и сочетания значений зависят экономичность, надежность, безопасность и ряд других важных показателей работы электростанции.

Для номинальной мощности установки все значения внутренних параметров АЭС определены проектантом в оптимальном сочетании, которое обеспечивает приемлемые значения показателей ЯЭУ. Если при создании установки и в процессе ее эксплуатации нет отступлений от норм, установленных проектантом, то все номинальные значения параметров подтверждаются в реальной практике эксплуатации ЯЭУ.

Но ЯЭУ АЭС используется не только на номинальном режиме. Она может значительную долю времени работать на режимах сниженной мощности, на которых значения ее параметров отличаются от номинальных. Весьма важным является вопрос о принятых закономерностях изменения параметров работы ЯЭУ при снижении ее мощности. Совокупность значений того или иного параметра на различных уровнях мощности принято называть характеристикой ЯЭУ по этому параметру. Если рассматривается совокупность значений параметра на установившихся уровнях мощности (или при медленно протекающем процессе изменения мощности), то говорят о статической характеристике (в отличие от динамической, характеризующей изменение этого параметра во времени при сравнительно быстрых изменениях мощности). В дальнейшем будем рассматривать в основном статические характеристики.

Очевидно, что закономерности изменения многих параметров при изменении мощности установки определяются физическими законами, которым подчиняются процессы, протекающие в соответствующих элементах ЯЭУ. Рассмотрим закономерности изменения основных параметров, т.е. тех, которые характеризуют основной поток энергии от ядерного реактора к тепловому двигателю. Что касается других параметров, то, несмотря на их безусловную важность, они не характеризуют основной поток энергии и поэтому здесь не рассматриваются. К таким параметрам можно отнести давление в I контуре, уровни в компенсаторе давления, в парогенераторе и другие.

Процесс передачи тепла к теплоносителю в активной зоне ЯР двухконтурной ЯЭУ можно характеризовать зависимостью

N_р = G_т c_р (t_т1 - t_т2) , (16)

где N_p - тепловая мощность ядерного реактора;

G_т - массовый расход теплоносителя;

с_р - средняя теплоемкость теплоносителя;

t_т1 и t_т2 - температура теплоносителя на выходе из ЯР и на входе в него.

Для такого реактора закон изменения расхода теплоносителя при изменении мощности в принципе может быть принят любым - постоянным или изменяющимся по некоторой закономерности. Однако, учитывая большую мощность главных циркуляционных насосов, обеспечивающих циркуляцию теплоносителя в I контуре, сложность их устройства и сложность регулирования частоты вращения приводных электродвигателей переменного тока, чаще всего принимают неизменный режим работы насосов на всем диапазоне мощности ЯЭУ. Это обеспечивает постоянство расхода теплоносителя G_т. Строго говоря, в этом случае обеспечивается постоянство объемного расхода теплоносителя, но для качественного анализа процессов можно принять допущение, что постоянен массовый расход теплоносителя. Изменением теплоемкости теплоносителя можно пренебречь. Тогда на основании зависимости (16) можно сделать вывод: при постоянном расходе теплоносителя через ядерный реактор степень нагрева теплоносителя (t_т1 - t_т2) прямо пропорциональна мощности реактора.

Если пренебречь потерями тепла в ППУ, то вся тепловая мощность ядерного реактора передается рабочему телу в парогенераторе - N_пг. Теплопередачу в парогенераторе можно описать зависимостью

N_пг = N_р = KF (t_тср - t_sII) , (17)

где K - коэффициент теплопередачи в парогенераторе;

F - поверхность теплопередачи парогенератора;

t_тср - средняя температура греющей среды - теплоносителя;

t_II - средняя температура нагреваемой среды - рабочего тела.

Для двухконтурных ЯЭУ АЭС, генерирующих насыщенный пар и имеющих неявно выраженный экономайзерный участок парогенератора (именно такого типа парогенераторы нашли широкое распространение в отечественной атомной энергетике), можно считать, что величины К и F неизменны. Тогда можно считать, что с изменением мощности установки температурный напор в парогенераторе (t_тср - t_II) прямо пропорционален мощности. Величина t_II - температура насыщения при давлении генерируемого пара.

Заметим, что для направленной передачи тепла в ПГ от теплоносителя к рабочему телу на любом уровне мощности должно быть выдержано не только неравенство t_тср > t_II, но и неравенства t_т1 > t_II и t_т2 > t_II. Иными словами, должен быть обеспечен не только положительный средний температурный напор теплопередачи в ПГ, но и положительный температурный напор на всем протяжении трубной системы ПГ - от входа до выхода.

Две зависимости (16) и (17) связывают три значения температур: t_т1, t_т2, t_II. Из физической сущности этих зависимостей следует, что значения температур теплообменивающихся сред определяются теплопередачей в элементах ЯЭУ. Для однозначного определения температурных режимов I и II контуров (как на номинальной мощности, так и на промежуточных мощностях) необходимо дополнительно к зависимостям (16) и (17) задать и соответствующими регуляторами поддерживать либо температурный режим I контура (тогда температурный режим II контура определится через зависимости (16) и (17), либо температурный режим II контура (тогда через зависимости (16) и (17) определится температурный режим I контура).

Температурный режим I контура во всем диапазоне мощности может быть задан одним из трех способов: либо законом изменения температуры теплоносителя на выходе из ядерного реактора t_т1, либо законом изменения температуры теплоносителя на входе в реактор t_т2, либо законом изменения средней температуры теплоносителя t_тср = 0,5(t_т1 + t_т2). В стационарной атомной энергетике наиболее распространенный вариант задания температурного режима I контура - задание закона изменения средней температуры теплоносителя t_тср . Это объясняется тем, что величина средней температуры теплоносителя используется для выявления влияния температурного режима активной зоны на реактивность реактора. Она определяется как средневзвешенная температура теплоносителя в активной зоне. Ее значение не обязательно совпадает со среднеарифметической. Правда, для большинства реакторов средневзвешенная температура практически совпадает со среднеарифметической.

Рассмотрим способ поддержания принятого закона температурного режима первого контура на примере принятия некоторого закона изменения средней температуры изменения средней температуры теплоносителя t_тср. В этом случае предусматривают регулятор средней температуры в котором сравниваются измеренная средняя температура и t_тср = 0,5(t_т1 + t_т2) и заданная t_тср. Сигнал заданной t_тср может подаваться неизменным (тогда регулятор будет поддерживать фактическую среднюю температуру также неизменной во всем диапазоне мощности ЯР), или же переменный - т.е. по любой целесообразной для установки закономерности t_тср(N_яр). В этом случае для формирования t_тср^задан предусматривают функциональный преобразователь соответствующего закона t_тср^задан=f(N_яр). Если в качестве исполнительного органа для такого регулятора предусмотреть регулирующие стержни системы АР, то регулятор временно изменит мощность АР, восстановит величину t_тср на заданном уровне и будет поддерживать его по заданному закону во всем диапазоне мощности от 0 до 100%.

Если задан температурный режим II контура, то обычно принимают программу изменения давления пара, которая однозначно определяет закон изменения температуры рабочего тела в парогенераторе - температуры насыщенного пара t_II .

Способ поддержания температурного режима второго контура аналогичен ранее рассмотренному способу поддержания температурного режима первого контура. Исполнительный орган регулятора может быть принят тот же, т.е. регулирующие стержни системы АР мощности ЯР.

Если в составе двухконтурной ЯЭУ имеется прямоточный парогенератор, в котором генерируется перегретый пар (такие установки известны в мировой практике), то температура и давление перегретого пара - взаимонезависимые параметры. В этом случае для однозначного определения температурного режима I и II контуров требуется задание дополнительных по сравнению с вариантом насыщенного пара закономерностей. Например, для определения параметров теплообменивающихся сред дополнительно задают программу изменения и температуры, и давления пара. Могут быть и другие сочетания задаваемых параметров.

Если какой-либо параметр может быть задан произвольно, то принятую в ЯЭУ и поддерживаемую регулятором закономерность изменения этого параметра называют программой его изменения. От характера принятых в установке программ зависят также закономерности изменения величин, определяемых по физическим законам происходящих процессов (статистические характеристики). Например, если в ЯЭУ реализуется программа G_т = const, то степень нагрева теплоносителя (t_т1 _ t_т2), определяемая по зависимости (16), прямо пропорциональна мощности реактора. Если же принято, что расход теплоносителя прямо пропорционален мощности реактора (по такой программе обычно регулируют G_т для реакторов с газовым и жидкометаллическим теплоносителем), то в соответствии с формулой (16) степень нагрева теплоносителя остается неизменной во всем диапазоне мощности.

В связи с этим всю совокупность закономерностей изменения внутренних параметров ЯЭУ (как программных, так и по статическим характеристикам) принято называть статической программой регулирования ЯЭУ.

Как уже отмечалось, для простоты реализации программу изменения отдельного параметра чаще всего принимают по закону поддержания постоянного значения параметра во всем диапазоне мощности (хотя могут быть и программы, когда параметры устанавливаются переменными). В этой связи для энергоблоков двухконтурных ЯЭУ, работающих на насыщенном паре, можно отметить два основных типа программ регулирования и два дополнительных варианта:

а) программа регулирования при постоянной средней температуре теплоносителя;

б) программа регулирования при постоянном давлении пара в паропроводе;

в) компромиссная программа, в которой поддерживается средняя температура теплоносителя (или давление пара в паропроводе), но не на постоянном уровне, а несколько изменяемом в функции мощности. Мера изменения программного параметра подбирается такой, чтобы второй параметр (соответственно давление пара или средняя температура теплоносителя) сохранил бы тот же характер изменения, что и в основных программах, но более умеренно в количественном отношении;

г) комбинированная программа, в которой в одних диапазонах мощности поддерживается постоянная средняя температура теплоносителя, в других - давление пара. Может быть и иная комбинация программ. Например, в одних диапазонах мощности поддерживается постоянная температура теплоносителя на выходе из реактора, в других - постоянная входная температура.

Выбор программы регулирования ЯЭУ - весьма важный этап в разработке ЯЭУ. Существенное влияние типа программы регулирования на важные показатели энергоблока покажем на примере технико-экономических показателей.

При регулировании мощности установки по различным программам существенно по-разному ведут себя составляющие стоимости одного киловатт-часа выработанной электроэнергии. Действительно, если при снижении мощности ЯЭУ снижаются параметры пара перед турбиной, то снижается КПД установки, а это приводит к повышению топливной составляющей в себестоимости электроэнергии. Если же программой регулирования предусмотрено поддержание постоянного температурного режима в I контуре ППУ, то это может потребовать применения ряда дополнительных устройств в системе управления установкой. В результате может увеличиться капитальная составляющая в стоимости электроэнергии. При сопоставлении возможных вариантов программ регулирования необходимо исходить из предполагаемых режимов использования ЯЭУ АЭС. Если ожидается, что установка в основном будет работать на номинальной мощности, то следует принять тот вариант программы, который не предполагает увеличение капитальных затрат. Если же ожидаются длительные режимы на сниженной мощности, то удорожание оборудования может быть предпочтительным, если при этом будет получено улучшение экономичности режимов.

Необходимо учитывать также требования к маневренности установки. Например, для обеспечения более быстрого перехода с одного уровня мощности установки на другой (и при большом диапазоне изменения мощности) можно принять программу регулирования расхода теплоносителя I контура пропорционально мощности. Это позволит так построить программу регулирования, что температурный режим ядерного реактора может быть неизменным в достаточно широком диапазоне мощности. Благодаря этому время переходного режима сокращается, хотя конструкция и управление циркуляционным насосом первого контура усложняются. Постоянство температурного режима в активной зоне уменьшает также колебания реактивности реактора при изменении мощности, уменьшает нагрузку на систему компенсации давления, что также сказывается положительно на маневренности установки.

Ниже несколько детальнее рассмотрены особенности различных программ регулирования ЯЭУ АЭС.

Рассмотрим более детально две основные программы регулирования энергоблоков двухконтурных ЯЭУ АЭС с корпусными водо-водяными реакторами и с парогенераторами, генерирующими сухой насыщенный пар. Рассмотрим достоинства и недостатки возможных программ регулирования и область их применения.

Установки указанного типа нашли наибольшее распространение в отечественной стационарной энергетике и за рубежом (в США и ряде других стран).

В СССР их история начинается с первого блока Нововоронежской АЭС (начало строительства - 1957 год, ввод в действие - 1964 год). В процессе развития ЯЭУ этого типа существенно менялись программы регулирования блоков и методы реализации программ.

Как уже отмечалось, в таких установках обычно предусматривают неизменный расход теплоносителя G_т = const. Рассмотрим для этого случая два возможных типа программы регулирования энергоблока:

а) программы с заданием температурного режима I контура по закону t_тср = const;

б) программа с заданием температурного режима II контура t_II = const (за счет поддержания давления пара по закону р_II = const).

Если в ЯЭУ предусмотрен парогенератор сухого насыщенного пара с неявно выраженной экономайзерной зоной, то вся поверхность теплопередачи ПГ работает как испарительная поверхность.

Для качественного рассмотрения вопроса температурный напор теплопередачи в парогенераторе можно представить как разность между средней температурой теплоносителя и температурой рабочего тела - температурой насыщения для принятого давления пара р_II, т.е.

t = t_тср - t_sII . (18)

Отсюда следует: при снижении мощности установки пропорциональное снижение температурного напора в парогенераторе t (см. зависимость (17)) может осуществляться следующим образом:

а) при поддержании постоянного давления пара р_II (следовательно, и его температуры t_II) должно произойти изменение средней температуры теплоносителя t_тср по линейному закону;

б) при поддержании постоянной средней температуры теплоносителя t_тcр орган регулирования подачи пара к турбоагрегату должен обеспечить такое изменение давление пара в паропроводе, чтобы обеспечивалось линейное изменение температуры пара t_II.

Тогда указанные выше типы программ регулирования энергоблока принимают вид, показанный на рисунке 25.

Так как численное соотношение между давлением и температурой насыщения - величина переменная, то на рисунке 25 линейному изменению температуры насыщения t_II соответствует криволинейный характер изменения давлений пара р_II.



Рисунок 25 - Программа регулирования энергоблоков двухконтурных ЯЭУ, работающих на сухом насыщенном паре:

а) - программа р_II = сonst; б) - программа t_тср= const

Если парогенератор имеет явно выраженную экономайзерную зону (такие парогенераторы установлены на некоторых зарубежных АЭС), то характер кривых изменения температуры и давления сред остается тем же, но количественно ход кривых может быть несколько иной.

Заметим, что если, например, принята программа t_тср = const (вариант б на рисунке 25), то это не означает что регулятор поддержания такого температурного режима обязательно построен с помощью регулятора температуры t_тср. Хотя такой регулятор проще (постоянство заданного сигнала регулируемого параметра), но по ряду причин может быть принято иное решение. Эта же программа при t_тср=const может быть реализована и с помощью регулятора температурного режима второго контура. Для этого достаточно сигнал t_II^задан формировать через функциональный преобразователь по закономерности, изображенной на диаграмме варианта б рисунка 25. Тогда в результате закономерностей передачи тепловой энергии в соответствиями с зависимости (16), (17) и (18) установится требующаяся зависимость t_тср = const.

Аналогично зависимость t_II = const может быть реализована регулятором средней температуры теплоносителя.

На ранней стадии развития двухконтурных ЯЭУ с водяным теплоносителем под давлением принималась программа регулирования при t_тср = const. В частности, по такой программе предусматривалась работа системы регулирования первых двух энергоблоков Нововоронежской АЭС (1964--1969гг.). Достоинства такой программы регулирования сводятся к следующему:

- несмотря на значительный отрицательный температурный коэффициент реактивности, присущий ядерным ректорам с водой под давлением, при изменении мощности установки происходит незначительное изменение реактивности реактора. Это облегчает условия работы системы автоматического регулирования мощности реактора. Система регулирования в основном компенсирует только динамические изменения реактивности;

- при изменении мощности установки остается практически неизменным объем теплоносителя в I контуре. Поэтому компенсатор давления I контура должен в основном воспринимать только динамические изменения объема теплоносителя. Это значительно облегчает условия работы системы компенсации давления и ее регуляторов;

- при изменении мощности незначительно меняется температурный режим активной зоны, а также толстостенных корпусных конструкций ядерного реактора. Благодаря этому в корпусе реактора возникают умеренные термические напряжения даже при сравнительно быстрых изменениях мощности.

Как следует из изложенного, такая программа регулирования энергоблока обеспечивает наиболее благоприятные условия работы реактора и ППУ в целом. Поэтому в условиях недостаточного опыта эксплуатации двухконтурных ЯЭУ она безоговорочно принималась для таких энергоблоков АЭС на ранней стадии их развития.

Вместе с тем программа регулирования, основанная на законе t_тср = const, обладает и существенными недостатками.

Как следует из рассмотрения этой программы (см. рисунок 25,б) с уменьшением мощности неизбежно должно расти значение температуры насыщения рабочего тела (так как пропорционально снижению мощности должен снижаться температурный напор в ПГ), а значит, и давление насыщения, т.е. давление пара. Мера повышения давления пара зависит от соотношения температур теплообменивающихся сред на номинальном режиме. Во всех реальных случаях это повышение давления может составить около 50% от номинального. Например, для одного из возможных вариантов ЯЭУ с номинальными параметрами теплоносителя и рабочего тела t_т1= 275^оС, t_т2 = 245^оС, t_тср = (t_т1 + t_т2)/2 = (275 + 245)/2 = 260^оС, t_II = 236^оС давление пара повышается от 3,12 МПа (р_s при t_II = 236^оС) до 4,69 МПа (р_s при t_II = 260^оС), т.е. повышение давления составляет около 50% от номинального.

В рассмотренном примере приняты несколько заниженные номинальные параметры ЯЭУ, что было характерно для стационарной атомной энергетики на ранней стадии развития, когда применялись программы регулирования при t_тср = const. С ростом номинальных параметров установки мера повышения давления пара несколько снизилась, но незначительно - до величины порядка 45%.

Повышение давления пара при снижении мощности установки резко усложняет условия работы оборудования II контура, утяжеляет его (растет расчетное давление парогенератора, паропровода, парораспределительного устройства турбоагрегата), повышает его стоимость, снижает надежность.

В порядке компромиссного решения вопроса для таких установок обычно идут на некоторое снижение начальных параметров теплоносителя и рабочего тела, что отрицательно сказывается на экономичности установки на номинальной мощности.

При снижении мощности экономичность резко снижается, так как давление свежего пара повышается, а давление пара перед соплами турбины должно снижаться по треугольнику Стодолы прямо пропорционально расходу пара (cм. зависимость (12)). В связи с этим резко возрастает дросселирование пара на регулирующем паровом клапане, что снижает экономичность установки. Кроме того, увеличивается износ регулирующего клапана. За счет дросселирования пара обычно возрастает влажность пара на входе в ЦВД турбоагрегата, что усиливает эрозию лопаточного аппарата турбины и, таким образом, уменьшает его надежность. Повышение влажности в проточной части ЦВД снижает внутренний КПД турбины.

С учетом важности отмеченных недостатков от программы t_тср = const в ее чистом виде в настоящее время отказываются. На всех серийных отечественных АЭС перешли на программы регулирования р_II = const (постоянное давление пара в паропроводе). Достоинства и недостатки этой программы противоположны достоинствам и недостаткам ранее рассмотренной программы. К достоинствам программы р_II = const можно отнести следующее:

- КПД цикла и внутренний КПД турбины выше. Причем эта программа позволяет увеличить номинальное давление пара до предельно возможного, поэтому КПД цикла выше не только на промежуточных режимах из-за уменьшения дросселирования пара, но и на номинальном режиме;

- условия работы для оборудования второго контура более простые, поэтому его надежность выше, а стоимость оборудования может быть снижена. Многие из устройств II контура работают при постоянном давлении пара и, следовательно, при постоянной температуре, что также благоприятно сказывается на надежности работы, на маневренных свойствах ПТУ.

Основные недостатки программы регулирования по закону р_II = const следующие:

- при изменении мощности установки из-за изменения температурного режима ядерного реактора изменяется его реактивность. Это увеличивает нагрузку на систему управления реактором;

- изменение температурного режима реактора при изменении мощности вызывает увеличение термических напряжений в толстостенных конструкциях трассы I контура;

- с изменением мощности увеличивается нагрузка на систему компенсации давления I контура и ее регулятор;

- несколько ухудшаются динамические характеристики установки при значительных сбросах и набросах нагрузки на установку.

Многие из отмеченных недостатков могут быть частично скомпенсированы, если переходные режимы осуществлять растянутыми во времени. Hо это значит, что маневренные характеристики установки заведомо ухудшаются.

Сопоставление достоинств и недостатков обоих типов программ регулирования с учетом современного состояния стационарной атомной энергетики однозначно приводит к выводу, что предпочтение следует отдавать программе р_II = const. Более того, на первом блоке Нововоронежской АЭС, на которой система регулирования построена по принципу t_тср = соnst, для некоторого снижения отрицательных свойств этой программы в последующем были внесены изменения в регламент эксплуатации энергоблока. Суть их сводилась к тому, что регулирование по принципу t_тср = const сохранялось в некотором узком диапазоне мощности. При выходе из этого диапазона с помощью задатчика средней температуры теплоносителя ее уставка переводилась на иной уровень (сниженный при снижении мощности). Весь диапазон возможного изменения мощности был поделен на несколько участков, для каждого из которых устанавливался свой уровень средней температуры теплоносителя. Принцип построения такой программы регулирования показан на рисунке 26.

При соответствующем подборе значений t_тср^задан для каждого диапазона мощности можно получить ступенчатое изменение параметров, достаточно близкое к программе р_II = const. Ступенчатое изменение параметров ЯЭУ - это недостаток такого решения, но сохранение принципа работы программы по закону t_тср = const несколько облегчает условия работы активной зоны. Кроме того, такая трансформация программы регулирования энергоблока позволила сохранить ранее разработанную систему регулирования с незначительными изменениями в ее составе.

Как уже отмечалось, все отечественные энергоблоки двухконтурных ЯЭУ в настоящее время работают по программе р_II = const. Внедрение таких программ - прогрессивное явление. Но его не следует считать в полной мере оптимальным, так как неизбежное при этом изменение температуры теплоносителя является заметным недостатком программы. В зарубежной практике создания энергоблоков в последнее время широко внедряются комбинированные и компромиссные программы регулирования, которые позволяют в каждом конкретном случае выйти на приемлемый компромисс между достоинствами и недостатками программ t_тср = const и р_II = const. Ниже несколько детальнее рассмотрена сущность таких программ регулирования.

Стремление улучшить условия работы оборудования и I и II контуров привело к разработке компромиссной программы, в которой при изменении мощности установки предусмотрено одновременное изменение средней температуры теплоносителя и давления пара. Изменение этих параметров предусмотрено более умеренным, чем в основных программах, т.е. давление пара меняется меньше, чем в программе t_тср = const, а средняя температура теплоносителя - меньше, чем в программе р_II = const.

Рисунок 26 - Программа регулирования энергоблока по принципу t_тср= const при ступенчатом изменении уставки t_тср^задан



Благодаря этому уменьшаются термические и механические нагрузки на элементы конструкций I и II контуров, что увеличивает надежность установки и улучшает ее маневренные свойства. Степень компромисса подбирается с учетом особенностей предполагаемых режимов использования ЯЭУ и исходя из требований к ее маневренности. Такие программы получили распространение на ряде АЭС США (например, на АЭС "Палисейдс"). По такой же программе регулируется АЭС ФРГ "Бецнау". Вид компромиссной программы показан на рисунке 27.

Рисунок 27 - Компромиссная программа регулирования двухконтурной ЯЭУ, работающей на насыщенном паре

Компромиссное уравновешивание недостатков основных программ регулирования (t_тср = const и р_II = const) может быть получено также за счет применения комбинированной программы регулирования. Ее суть заключается в следующем. В наиболее тяжелых режимах в районе номинальной мощности установка регулируется по программе t_тср = const. То, что ЯЭУ АЭС в основном работает на больших уровнях мощности, позволяет наиболее полно использовать достоинства этой программы - незначительное изменение реактивности реактора при изменении мощности, хорошие условия работы системы поддержания давления в I контуре и др. В то же время диапазон мощности, в котором ЯЭУ работает по указанной программе, обычно принимают небольшим, что приводит к сравнительно небольшим изменениям давления пара. Расчеты и опыт эксплуатации АЭС показывают, что если для такой программы принять вполне достаточный диапазон мощности в 70…100%, то на мощности 70% давление пара возрастает лишь на 10…15%. При необходимости дальнейшего снижения мощности установка переводится на программу
р_II = const. Такая комбинация двух программ в целом уменьшает диапазон изменения регулируемых параметров и, следовательно, может быть оценена как равнозначная компромиссной программе. Наибольшее распространение комбинированные программы регулирования получили на АЭС ФРГ. Вид комбинированной программы показан на рисунке 28.