Регулирование мощности ЯЭУ АЭС



Рисунок 28 - Комбинированная программа регулирования двухконтурной ЯЭУ, работающей на насыщенном паре

Выбор мощности, при которой происходит перестройка программы регулирования, определяется рядом факторов: ожидаемым диапазоном наиболее часто используемых мощностей, соотношением номинальных значений параметров и ожидаемым при этом повышением давления пара на границе диапазона программы t_тср = const, показателями технико-экономических расчетов, маневренными показателями и др.

Приведем примеры комбинированных программ регулирования и особенности их реализации.

- АЭС "Обригейм" (ФРГ). В диапазоне 70…100% мощности поддерживается закон t_тср = const. При дальнейшем снижении мощности уставка значения t_тср^задан снижается по такому заранее подобранному закону, что обеспечивается постоянство давления пара;

- АЭС "Библис А" (ФРГ). Программа регулирования аналогична программе АЭС "Обригейм". Отличия сводятся к тому, что программа t_тср = const охватывает весьма широкий диапазон мощности 20…100%;

- АЭС с ядерным реактором DWR-1300 (ФРГ). На шкале мощности выделено четыре диапазона. В двух из них поддерживается постоянная средняя температура теплоносителя, в двух других - постоянное давление пара. Программа регулирования этой ЯЭУ показана на рисунке 29.

Рисунок 29 - Программа регулирования энергоблока с реактором DWR-1300

В заключение отметим, что для отечественных установок с ЯР ВВЭР_1000, как уже отмечалось, в настоящее время используется программа регулирования при р_II = const во всем диапазоне мощности. В то же время система регулирования этих установок построена таким образом, что возможна работа установки и по комбинированной программе, при которой в диапазоне мощности 80…100% поддерживается закон t_тср = const. Возможность работы по такой комбинированной программе была предусмотрена при создании системы управления на тот случай, когда за счет строительства новых энергоблоков АЭС возрастет доля вырабатываемой на АЭС электроэнергии (более 50%). Тогда все АЭС не смогут использоваться в базовых режимах (режимах постоянной мощности). Часть АЭС должна будет переведена в регулируемый режим. В этом случае энергоблок должен будет в соответствии с суточным графиком потребления электроэнергии оперативно изменять свою мощность. Для такого энергоблока более рациональной является программа t_тср = const. В настоящее время этот вопрос для АЭС Украины неактуален, так как доля мощности вырабатываемой на АЭС, меньше 50%, и поэтому все энергоблоки могут использоваться в более благоприятном для них базовом режиме. Таким образом, возможность использования комбинированной программы регулирования конструктивно в системе регулирования предусмотрена, но не востребована. На отечественных энергоблоках она не используется.

Дальнейшее совершенствование процессов регулирования энергоблоков АЭС и схем систем управления намечено по следующим направлениям:

- использование сложных управляющих импульсов (комбинация сигналов t_тср и р_II) для возможности реализации сложных программ регулирования (компромиссных и комбинированных);

- исключение регулирования нейтронной мощности реактора с помощью регулирующих стержней за счет использования способности реактора к саморегулированию;

- использование в системе регулирования различных сигналов (мощности, частоты тока сети, давления пара, расхода пара, производных от различных сигналов) для улучшения динамических характеристик комплекса объект-регулятор.

Как уже упоминалось, при регулировании энергоблока методом скользящих параметров давление пара в паропроводе устанавливается самопроизвольно в соответствии с мощностью турбины. Для качественного рассмотрения вопроса приближенно можно принять, что давление в паропроводе прямо пропорционально мощности установки (более точная зависимость давления пара - прямая пропорциональность расходу пара на турбину - см. зависимость (12). Как уже отмечалось, с точки зрения тепловой экономичности давление пара нецелесообразно снижать чрезмерно - ниже величины около 3 МПа или несколько меньше. Кроме того, чрезмерное снижение давления пара в паропроводе может отрицательно сказаться на работе других паропотребляющих механизмов, питающихся паром из главного паропровода. Поэтому, если требуется дальнейшее снижение мощности установки, то целесообразно переходить к дроссельному регулированию давления пара. Таким образом, программу регулирования энергоблока на скользящих параметрах можно рассматривать только в диапазоне больших мощностей (обычно начиная с мощности 40…50%).

Линейное снижение давления пара при снижении мощности ведет к снижению температуры пара, а от поведения температуры пара зависит поведение средней температуры теплоносителя. Так как зависимость между давлением насыщенного пара и его температурой нелинейная, то при линейном снижении давления пара получим нелинейное снижение температуры пара и температуры теплоносителя. Однако при качественном анализе режима регулирования можно принять допущение о линейном характере изменения температур. Тогда программа регулирования может быть представлена в виде, показанном на рисунке 30.

Заметим, что в этой программе имеет место более значительное изменение температур теплоносителя при изменении мощности энергоблока и, следовательно, большее изменение реактивности ЯР. В связи с этим необходимо изменение режима работы энергоблока проводить более медленно с тем, чтобы система автоматического регулирования мощности ЯР успевала справляться с изменением реактивности реактора.

Рисунок 30 - Программа регулирования энергоблока при регулировании турбоагрегата со скользящим давлением пара



7. Регулирование мощности энергоблока АЭС

В предыдущих подразделах были рассмотрены способы регулирования и поддержания на заданном уровне мощности ядерного реактора и электрической мощности генератора. Для реализации тех или иных способов регулирования реактора и турбоагрегата предусмотрены их системы регулирования.

Наряду с этим между указанными системами необходимо предусмотреть соответствующие связи. Эти связи должны обеспечить взаимосогласованные действия систем. Действительно, каждому уровню мощности реактора соответствует вполне определенный уровень мощности электрогенератора и наоборот. Поэтому система регулирования энергоблока в целом должна контролировать параметры ядерного реактора и турбоагрегата и приводить их в строгое соответствие. В этой связи системы регулирования реактора и турбоагрегата следует рассматривать как подсистемы единой системы регулирования энергоблока.

Система регулирования энергоблока должна реагировать на возможные возмущения как со стороны энергосети (для энергоблока это внешние возмущения), так и на внутренние возмущения - либо в ППУ, либо в ПТУ. При этом система регулирования должна поддерживать на заданном уровне либо мощность реактора, либо мощность генератора электроэнергии, либо частоту тока в сети. Эта же система регулирования должна обеспечить переходные режимы при плановых изменениях мощности энергоблока. При этом как в стационарных режимах, так и в переходных режимах должно обеспечиваться такое соотношение параметров ППУ и ПТУ, чтобы соблюдался баланс мощности без сброса излишков пара на конденсатор ПТУ. В противном случае резко снижается экономичность установки. И только в аварийных ситуациях может возникнуть необходимость сброса свежего пара на конденсатор, для чего в установке предусмотрено редуцирующее устройство БРУ-К, а так же БРУ-А, сбрасывающее излишки пара в атмосферу. На стационарных режимах работы и при медленных изменениях мощности с допустимой скоростью работа БРУ-К и БРУ-А недопустима.

В настоящее время в отечественной и зарубежной стационарной атомной энергетике наибольшее распространение получили двухконтурные ЯЭУ, работающие на насыщенном паре. Поэтому в качестве базовых рассмотрим способы регулирования энергоблоков этого типа.

Рассмотренные ниже схемы систем регулирования обеспечивают как автоматическое регулирование энергоблока на стационарном режиме, так и переходные режимы, если изменение мощности происходит достаточно медленно. В переходных режимах, протекающих более интенсивно (аварийные режимы при значительных скачках возмущений и др.), используются эти же системы управления, но при этом вступают в работу различные дополнительные управляющие сигналы и соответствующие устройства, действия которых здесь не рассматриваются.

Система управления (СУ) энергоблоком является системой дистанционного управления, а не системой автоматического управления, так как управляет энергоблоком оператор, а не автомат. Однако система управления в значительной степени автоматизирована, чтобы освободить оператора от необходимости управлять всеми обеспечивающими узлами энергоблока. Правда, за оператором сохраняется возможность при необходимости отключить любой автомат и перевести управление этим элементом установки на ручное дистанционное управление.

Для простоты управления энергоблоком СУ должна быть автоматизирована в такой степени, чтобы управление мощностью энергоблока мог осуществлять один оператор с помощью одного органа управления (задатчиком мощности ядерного реактора или задатчиком мощности турбоагрегата в соответствии с выбранным способом). Второй элемент энергоблока (турбоагрегат или ядерный реактор соответственно) по мощности должен автоматически следовать за управляемым элементом.

В стационарных режимах и режимах планового регулирования энергоблока для реализации взаимосвязанного управления мощностью ядерного реактора и турбоагрегата может использоваться один из следующих способов:

а) первичное управление мощностью турбоагрегата. При этом мощность ядерного реактора автоматически следует за потребностями турбоагрегата;

б) первичное управление мощностью ядерного реактора. При этом мощность турбоагрегата автоматически устанавливается такой, какая может быть обеспечена заданной мощностью реактора.

Для этого необходимо выделить соответствующий параметр энергоблока, поведение которого характеризовало бы соответствие или нарушение энергетического баланса между реактором и турбоагрегатом. В качестве такого параметра для двухконтурных установок, работающих на насыщенном паре, может быть принят тот параметр, который выбран как программно задаваемый при выборе программы регулирования, т.е. давление пара во втором контуре р_II или средняя температура теплоносителя первого контура t_тср. Принципиально говоря, могут быть приняты и другие параметры, например, температура теплоносителя на выходе из реактора t_т1, но такие схемы регулирования распространения не получили. Поддержание выбранного параметра постоянным или по какому-либо заданному закону обеспечит поддержание энергетического баланса между реактором и турбоагрегатом на любой мощности. Чаще всего (во всяком случае в отечественной практике) в двухконтурных ЯЭУ на насыщенном паре в качестве регулирующего параметра принимают давление пара р_II. В зарубежной практике достаточно широко распространены также системы регулирования, построенные на использовании в качестве регулирующего параметра средней температуры теплоносителя t_тср.

В выборе регулирующего параметра встречаются разные подходы к решению вопроса. Удобно в качестве регулирующего параметра принимать тот, который в принятой программе поддерживается постоянным. В этом случае достаточно просто формируется сигнал заданного уровня регулирующего параметра.

Если принята компромиссная программа регулирования, то в ней оба параметра (t_тср и р_II) переменны, поэтому в качестве регулирующего может быть принят любой из них. Уставка задатчика регулирующего параметра формируется с помощью функционального преобразователя как функция мощности в виде, соответствующем выбранной программе.

Если же принята комбинированная программа регулирования, то для каждого диапазона мощности можно принять свой регулирующий параметр - тот, который постоянен в этом диапазоне мощности. Но при этом усложняется перестройка системы регулирования при переходе из одного диапазона мощности в другой. Поэтому чаще принимают иное решение вопроса. На весь полный диапазон мощности принимают один и тот же регулирующий параметр: либо t_тср, либо р_II. При переходе в другой диапазон мощности регулирующий параметр остается тот же, но изменяют закон формирования уставки параметра: переходят с постоянной уставки на переменную или наоборот.

Рассмотрим схему системы регулирования энергоблока, работающего в энергетическом режиме (т.е. включенного в общую энергосеть на нагрузку), в указанных выше двух вариантах (либо первичное управление ЯР, либо первичное управление турбоагрегатом) при использовании регулирующего параметра р_II по закону р_II = const. Схемы регулирования энергоблока показаны на рисунке 31.

В схемах (а) и (б) предусмотрены следующие регуляторы:

- регулятор нейтронной мощности ЯР - (7) (работает только в режиме (б) - в режиме первичного управления ЯР). Задатчик нейтронной мощности - (8). Измеренный сигнал поступает от ионизационных камер - (6). Исполнительный орган - регулирующие стержни ЯР - (5).

- регулятор мощности турбоагрегата - (20) (работает только в режиме (а) - в режиме первичного управления турбоагрегатом). Задатчик мощности - (19). Измеритель мощности - (18). Исполнительный орган - МУТ. Таким образом, регулятор мощности воздействует на турбоагрегат только через задатчик регулятора частоты вращения МУТ;

- регулятор частоты вращения турбоагрегата - (17). Его задатчик - МУТ - (15). Измеритель частоты вращения - (16). Исполнительный орган - регулирующий клапан турбины - (13);

- регулятор давления пара в паропроводе - (11). Его задатчик - элемент (12). Если установка работает по программе постоянного давления пара, то величина заданного давления является неизменной. Измеритель давления - (10). Исполнительный орган:

в режиме (а) - задатчик мощности ЯР - (8), т.е. выходной сигнал регулятора давления воздействует на ЯР через задатчик мощности реактора. Обычно в этом режиме регулятор нейтронной мощности ядерного реактора не используется (его выходной сигнал заблокирован). Управляющий сигнал регулятора давления пара р_II непосредственно воздействует на исполнительные устройства регулирования мощности ЯР - регулирующие стержни;

в режиме (б) - МУТ (15), т.е. выходной сигнал регулятора давления воздействует на турбоагрегат через задатчик частоты вращения МУТ;

Для наглядности рассматриваемых процессов в схемах регулятор мощности турбоагрегата (20) - каскадно (последовательно) включен с регулятором частоты вращения турбоагрегата - (17) в режиме (а). В реальной схеме управляющий сигнал этого регулятора целесообразнее включать параллельно с управляющим сигналом соответствующего регулятора - (17).

Рассмотрим работу системы управления энергоблоком в варианте первичного управление турбоагрегатом (см. рисунок 31,а).

Управление энергоблоком в целом осуществляется задатчиком мощности генератора электроэнергии.

Исходное состояние системы - стационарный режим. Это означает, что уровень мощности генератора равен заданному (Р_э = 0), частота вращения турбоагрегата соответствует частоте тока в сети (n = 0), давление пара равно заданному (р_II = 0), мощность ЯР соответствует мощности турбоагрегата. Турбоагрегат работает на общую сеть.

Пусть появилось внешнее возмущение от электроэнергетической системы, в результате которого произошло изменение частоты тока в сети.

Рисунок 31 - Схема системы регулирования двухконтурного энергоблока, работающего в энергетическом режиме:



а) - первичное управление ТА; б) - первичное управление ЯР;

1 - ЯР; 2 - ПГ; 3 - турбина; 4 - генератор электроэнергии; 5 - регулирующий стержень СУЗ;

6 - ИК; 7 - регулятор нейтронной мощности ЯР; 8 - задатчик нейтронной мощности;

9 - сервопривод регулирующего стержня СУЗ; 10 - измеритель давления пара второго контура; 11 - регулятор давления пара; 12 - задатчик давления пара; 13 - клапан, регулирующий подачу пара в турбину; 14 - сервомотор парорегулирующего клапана;

15 - механизм управления турбиной (МУТ); 16 - измеритель частоты вращения ТА;

17 - регулятор частоты вращения; 18 - измеритель активной мощности генератора электроэнергии; 19 - задатчик активной мощности генератора электроэнергии;

20 - регулятор электрической мощности энергоблока

Появится сигнал n 0. Так как турбоагрегат участвует в первичном регулировании частоты тока, то его рабочая точка на статической характеристике перейдет в новое положение, в результате чего изменится мощность генератора электроэнергии. Следовательно, изменится расход пара на турбину. Появится сигнал Р_э 0. Этот сигнал с некоторым запаздыванием, определяемым постоянной времени регулятора мощности, воздействует на МУТ, сместит статическую характеристику турбоагрегата и, таким образом, восстановит заданную мощность генератора. Восстановится расход пара на турбоагрегат. Правда, в течение некоторого времени мощность генератора отличалась от заданной, следовательно, расход пара на турбину был отличный от стационарного. Это вызовет изменение давления в паропроводе, т.е. в процессе работы регулятора мощности был сигнал р_II 0. Если сигнал р_II был значительный и воздействовал на систему длительное время (зависит от длительности переходного режима регулятора мощности генератора), то произойдет воздействие на регулятор нейтронной мощности ЯР. В результате реактор изменит свою мощность, и произойдет восстановление давления пара. После восстановления мощности турбоагрегата на предыдущем уровне восстановится на предыдущем уровне и мощность ЯР. Переходный режим закончится.

Пусть появилось внутреннее возмущение. Например, произошло изменение температуры охлаждающей воды в ГК, в результате чего изменилось давление в конденсаторе. В результате изменится срабатываемый в турбине теплоперепад, изменится мощность генератора, появится сигнал Р_э 0. Этот сигнал, воздействуя на МУТ, сместит статическую характеристику турбоагрегата и восстановит мощность генератора. Так как этот процесс происходит при изменившемся теплоперепаде турбины, то потребуется изменение расхода пара на турбину. При этом неизбежно произойдет изменение давления пара в паропроводе. Появится сигнал р_II 0, который выведет реактор на новый уровень мощности, необходимый для обеспечения заданной мощности турбоагрегата. Давление пара будет восстановлено. На этом переходный режим завершится.

Если же внутреннее возмущение в системе вызвано перестановкой задатчика мощности генератора на новый уровень, то появится управляющий сигнал Р_э 0, который воздействует на систему в ранее рассмотренной последовательности (воздействие на МУТ, сдвиг характеристики турбоагрегата и изменение его мощности, изменение давления пара и за счет этого соответствующее изменение мощности ЯР).

Отметим еще одну особенность системы регулирования ЯР. Иногда для улучшения динамики переходных процессов на регулятор нейтронной мощности ядерного реактора подают дополнительный сигнал расхода пара на турбоагрегат (на рисунке 31 не показан). Это позволяет при изменении мощности турбоагрегата сразу же подать сигнал на соответствующее изменение мощности реактора и получить без задержки во времени примерно пропорциональное изменение генерируемой и потребляемой тепловой мощности. Точный энергетический баланс система регулирования обеспечит некоторое время спустя в ранее рассмотренной последовательности.

Если же в режиме первичного управления находится ядерный реактор, то система регулирования энергоблоком в целом работает по схеме, показанной на рисунке 31,б.

Энергоблок управляется задатчиком мощности ЯР.

Исходное состояние системы - стационарный режим. Это означает, что уровень мощности ЯР соответствует заданному (N_р = 0), частота вращения генератора соответствует частоте тока в сети (n = 0), давление пара равно заданному (р_II = 0), мощность турбоагрегата соответствует мощности, вырабатываемой в ЯР. Турбоагрегат работает на общую сеть.

Пусть произошло внешнее возмущение в электроэнергетической системе, в результате которого произошло изменение частоты тока в сети. Как и в ранее рассмотренном режиме, появится сигнал n 0. Это приведет к смещению рабочей точки на статической характеристике ТА, т.е. изменится мощность генератора электроэнергии и, следовательно, расход пара на турбину. В результате изменится давление пара в паропроводе, т.е. появится сигнал р_II 0. Этот сигнал, воздействуя на МУТ, вызовет смещение статической характеристики турбоагрегата таким образом, чтобы произошло восстановление мощности генератора при новой его частоте вращения. Можно считать, что в итоге мощность турбоагрегата придет к прежнему значению, соответствующему заданной мощности ЯР. На этом переходный режим завершится.

Пусть произошло внутреннее возмущение того же характера, что и в режиме (а), т.е. изменилось давление в ГК. Произойдет изменение мощности турбоагрегата. Так как при этом мощность ЯР не изменилась, то генератор выйдет на новый уровень мощности. Изменится давление пара в паропроводе. Регулятор давления пара, влияя на МУТ, вызовет сдвиг характеристики таким образом, чтобы восстановить давление пара. На этом переходный режим завершится.

Если же внутреннее возмущение вызвано изменением заданной мощности ЯР, то изменится паропроизводительность ПГ, изменится подача пара в паропровод, появится сигнал р_II 0. Этот сигнал, воздействуя на систему регулирования турбоагрегата, изменит расход пара на турбоагрегат, следовательно, изменит его мощность. При этом мощность турбоагрегата будет изменяться таким образом, чтобы восстановилось давление пара. Переходный режим на этом завершится.

Таким образом, в этих режимах при работе по схеме (б) мощность турбоагрегата, следуя за мощностью реактора, всегда находится на таком уровне, который может быть обеспечен при сложившихся параметрах в элементах энергоблока.

Замечание к схеме, показанной на рисунке 31 б. Для выработка сигнала заданной нейтронной мощности ЯР N_р^задан на схеме показан задатчик мощности 8. В реальных схемах регулирования мощности ЯР задатчика мощности нет. Для выработки сигнала заданной мощности принято следующее решение. При необходимости изменения мощности ЯР его снимают с управления регулятором мощности, вручную дистанционно перемещают регулирующие стержни в нужном направлении и таким образом достигаю нового значения мощности. В момент достижения требуемой мощности регулятор мощности включают в работу. Достигнутая мощность запоминается, в дальнейшем она остается неизменной и воспринимается как сигнал заданной мощности. Для простоты восприятия схемы системы управления ЯР АЭС эта особенность схемы на рисунке 31 не отражена.

Как уже отмечалось, в качестве регулирующего параметра может использоваться не давление пара в паропроводе, а средняя температура теплоносителя (см. п. 7.2). Рассмотрим работу такой системы регулирования энергоблока.

Если происходит изменение давления насыщенного пара в паропроводе (следовательно, и соответствующее изменение его температуры), то одновременно происходит и изменение температуры теплоносителя в парогенераторе. Направление изменения температур теплообменивающихся сред одинаково, так как разность температур теплоносителя и рабочего тела, которая определяет температурный напор теплопередачи в парогенераторе, должна оставаться практически неизменной при любом сочетании температуры теплоносителя и рабочего тела. Такая одинаковая направленность изменения давления пара в паропроводе и средней температуры теплоносителя в парогенераторе позволяет принцип построения системы регулирования энергоблока с регулируемым параметром р_II перенести на построение системы регулирования энергоблока с регулируемым параметром t_тср. Для построения таких схем регулирования достаточно в схемах, показанных на рисунках 31,а и 31,б, узел измерителя давления пара 10, задатчик давления пара 12 и регулятор давления пара 11 заменить узлом с измерителем и задатчиком средней температуры теплоносителя. Схема такого узла показана на рисунке 32.

При этом в схемах, показанных на рисунке 31, управляющий сигнал р_II следует заменить сигналом t_тср.

Рисунок 32 - Узел измерения средней температуры теплоносителя и формирования сигнала t_тср:

1 - ЯР; 2 - ПГ; 21 - измеритель температуры теплоносителя на входе в ЯР t_т2; 22 - измеритель температуры теплоносителя на выходе из ЯР t_т1;

23 - задатчик средней температуры теплоносителя t_тср^задан.; 24 - регулятор средней температуры теплоносителя

Принцип действия полученных таким образом схем аналогичен принципу действия схем управления по сигналу р_II. Однако, если система обеспечивает поддержание постоянного значения средней температуры теплоносителя t_тср = const, то характер изменения параметров установки будет существенно отличаться от характера изменения параметров при р_II = const . Так, например, при уменьшении мощности установки в режиме постоянного давления пара р_II = const (и, следовательно, постоянной температуры пара) средняя температура теплоносителя будет снижаться. Если же принят принцип поддержания постоянной средней температуры теплоносителя, то при снижении мощности энергоблока давление пара (и его температура) будет повышаться.

Как уже отмечалось, эти же принципы построения схем систем управления могут быть распространены и на случаи компромиссных или комбинированных программ регулирования. При этом достаточно обеспечить изменение уставки задатчика регулируемого параметра (это может быть р_II или t_тср) по заранее подобранному закону в функции мощности, который реализует принятую программу.

7.6 Рассмотрим примеры различных вариантов реализации схем управления отечественных и зарубежных энергоблоков некоторых двухконтурных ЯЭУ АЭС.

На всех отечественных двухконтурных ЯЭУ АЭС регулирование энергоблока может осуществляться в двух режимах: первичное управление мощностью ядерного реактора или первичное управление мощностью турбоагрегата. Например, в установке с ЯР ВВЭР-1000 и турбоагрегатом К-1000-60/3000 для управления реактором предусмотрен автоматический регулятор мощности АРМ, работающий в одном из двух режимов:

- режим Н - режим поддержания заданной нейтронной мощности реактора;

- режим Т - режим поддержания такой тепловой мощности реактора, которая необходима для обеспечения работы турбоагрегата на заданном уровне его электрической мощности. Этот режим осуществляется за счет поддержания давления пара в паропроводе.

Для управления турбоагрегатом предусмотрена система регулирования мощности, включающая в себя электрическую часть (ЭЧСР), в которой формируются все управляющие сигналы, и гидравлическую часть (ГЧСР). ЭЧСР может работать в одном из двух режимов:

- режим РМ - режим поддержания заданной электрической мощности турбоагрегата. Он автоматически устанавливается, если АРМ находится в режиме Т;

- режим РД1 - режим поддержания электрической мощности турбоагрегата на уровне, который может быть достигнут при фактической тепловой мощности реактора. Он автоматически устанавливается, если АРМ находится в режиме Н. Этот режим осуществляется за счет поддержания давления пара в паропроводе.

Таким образом, для совместно работающих АРМ и ЭЧСР (ЯР и ТА работают совместно) может быть только два сочетания режимов:

1) АРМ - режим Н; ЭЧСР - режим РД1. Это означает, что первичное управление энергоблоком осуществляется через ЯР. Управляющий сигнал энергоблока N_Р. Сигнал р в регулировании не используется;

2) АРМ - режим Т; ЭЧСР - режим РМ. Первичное управление энергоблоком осуществляется через турбогенератор. Управляющий сигнал энергоблока Р_Э. Сигнал N_Р в регулировании не используется.

В обоих режимах регулирующим параметром, связывающим ЯР и ТА, является давление пара р_II, которое поддерживается постоянным на всем диапазоне мощности установки. В первом режиме (Н - РД1) постоянное давление пара р_II обеспечивается за счет автоматического подбора мощности турбоагрегата. Во втором режиме (Т - РМ) постоянное давление пара р_II обеспечивается за счет автоматического подбора соответствующей мощности ЯР.

Если проанализировать мировой опыт создания систем регулирования двухконтурных энергоблоков АЭС, то можно заметить, что в подавляющем большинстве случаев режим первичного управления турбоагрегатом принят основным, а в ряде случаев - единственно возможным. В то же время в некоторых современных АЭС применяются и иные принципы регулирования. Например, в некоторых АЭС предусмотрено общеблочное регулирование с параллельным изменением мощности турбоагрегата и ППУ по отклонению частоты тока в энергосети.

Приведем некоторые примеры принципов регулирования зарубежных энергоблоков двухконтурных установок, работающих на насыщенном паре:

- АЭС "Ловийса" с ЯР ВВЭР-440 (Финляндия). Существенной особенностью АЭС является то, что ее система управления создавалась для обеспечения регулируемого режима работы энергоблока, в котором предусматривались значительные и достаточно быстрые автоматические изменения мощности. Система регулирования предусматривает первичное управление мощностью турбоагрегата. Регулирующим параметром, по которому на необходимом уровне поддерживается мощность реактора, принято давление пара в паропроводе, поддерживаемое по закону р_II = const;

- АЭС "Бецнау" с ЯР типа ВВРД. Система регулирования предусматривает первичное управление мощностью турбоагрегата. Регулирующим параметром, по которому поддерживается соответствующая мощность реактора, является средняя температура теплоносителя. Уровень ее снижается при снижении мощности установки. Степень снижения подобрана такой, чтобы несколько уменьшить темп нарастания давления пара во втором контуре, т.е. энергоблок работает по компромиссной программе регулирования. Аналогичным образом построено регулирование энергоблока АЭС "Палисейдс" (США). Заметим, что в АЭС "Палисейдс" для формирования переменного сигнала t_тср^задан в функции мощности установки в качестве сигнала мощности используется давление пара за регулировочной ступенью турбины. В других установках с подобной программой регулирования используются другие сигналы мощности: активная мощность генератора, расход пара на турбину и пр.;

- АЭС "Библис А" с ЯР типа ВВРД (ФРГ). Системой регулирования предусмотрено первичное управление мощностью турбоагрегата. Энергоблок регулируется по комбинированной программе: в диапазоне 20…100% мощность реактора регулируется по закону постоянной средней температуры теплоносителя, в диапазоне мощности 0…20% - по закону постоянного давления пара в паропроводе. Регулирующий параметр в обоих диапазонах мощности - средняя температура теплоносителя. По аналогичной схеме работают системы регулирования АЭС ФРГ "Обригейм" и "Штаде", при этом граница мощности, на которой меняется закон поддержания регулируемого параметра, может быть иной. Например, для АЭС "Обригейм" эта граница составляет 70% мощности установки;

- двухконтурная АЭС ФРГ с реактором DWR-1300. Системой управления энергоблоком предусматривается первичное управление мощностью турбоагрегата в режимах работы блока под нагрузкой. В переходных режимах при изменении мощности энергоблока осуществляется первичное управление мощностью ядерного реактора. Регулирующий параметр - средняя температура теплоносителя во всех диапазонах мощности. При этом в диапазонах мощности 23…34,5% и 51…100% поддерживается постоянной средняя температура теплоносителя, а в диапазонах мощности 0…23% и 34,5…51% уставка средней температуры теплоносителя формируется в функции мощности таким образом, чтобы при этом выдерживался закон постоянства давления пара. Заметим, что в энергетических режимах работы энергоблока, когда турбоагрегат обеспечивает заданную мощность, возможно также участие турбоагрегата в первичном и даже вторичном регулировании частоты тока.

Все отмеченные здесь особенности регулирования зарубежных энергоблоков АЭС носят ориентировочный характер и не раскрывают всех возможностей их систем регулирования.

В заключение отметим, что, как уже упоминалось, отечественные двухконтурные ЯЭУ АЭС регулируют по программе р_II = const. В то же время система регулирования может обеспечить также комбинированную программу, при которой в диапазоне мощности 80…100% поддерживается закон t_тср = const. Однако и в этом случае регулирующим параметром остается давление пара р_II. Его уставка р_II^задан формируется функциональным преобразователем по закону р_II^задан = f(N_p), который обеспечивает постоянство средней температуры теплоносителя.

Регулирование установки с кипящим реактором может быть построено либо при первичном управлении мощностью реактора, либо при первичном управлении мощностью турбоагрегата.

В качестве регулирующего параметра могут применяться тепловые параметры, характеризующие работу активной зоны. Так как в активной зоне происходит парообразование, то ее температурный режим использовать как регулируемый параметр затруднительно. Наиболее подходящим регулирующим параметром является давление генерируемого пара. Для обеспечения нормальной работы реактора целесообразно поддерживать давление пара на постоянном уровне с высокой степенью точности. Колебания давления пара, неизбежные в процессе регулирования мощности, должны быть небольшими, так как эти колебания вызывают колебания объемного паросодержания в активной зоне и, следовательно, колебания реактивности реактора. В этой связи более целесообразно использование варианта, когда первичное управление осуществляется мощностью реактора, а регулирование турбоагрегата подчинено поддержанию давления пара в паропроводе, т.е. давление пара поддерживается постоянным за счет изменения подачи пара на турбоагрегат. Инерционность такого контура меньше, точность поддержания давления пара выше.

Именно такая схема управления реализована на отечественной одноконтурной установке с ЯР РБМК-1000. Первичное управление мощностью реактора осуществляется только регулятором нейтронной мощности. Турбоагрегат регулируется подачей пара на турбину, обеспечивая постоянство давления пара.

Что касается зарубежных энергоблоков с кипящими реакторами, то на большинстве из них в энергетических режимах также предусмотрено первичное управление мощностью реактора. Регулирование турбоагрегата осуществляется по принципу поддержания давления пара на постоянном уровне.

Ниже приведены особенности систем регулирования некоторых зарубежных одноконтурных энергоблоков:

- АЭС "Дрезден-2". Первичное управление осуществляется мощностью ядерного реактора. Мощность реактора регулируется перемещением регулирующих стержней (только на больших уровнях мощности - более 30%) и изменением расхода среды в активной зоне. Давление пара поддерживается постоянным с помощью регулирующего клапана турбины. Регулятор частоты вращения турбины на энергетических уровнях мощности работает только как предельный и вступает в работу при чрезмерном превышении частоты вращения над заданной;

- АЭС "Вюргасен" с кипящим водо-водяным реактором. Первичное управление осуществляется мощностью ядерного реактора. Мощность реактора регулируется перемещением регулирующих стержней и автоматически поддерживается на заданном уровне изменением расхода среды в активной зоне. Установка может работать в регулируемом режиме в диапазоне мощности 35…100%. При этом предусмотрено автоматическое ступенчатое изменение мощности по 0,1 Р_Э^ном в минуту. Давление пара поддерживается постоянным с помощью регулирующего клапана турбины, но в переходных режимах при больших скачках мощности возможно временное изменение уставки давления пара.

Если рассматривается регулирование отечественного энергоблока АЭС при скользящем давлении пара, то необходимо учитывать, что к настоящему времени речь может идти только об опытной эксплуатации блока, штатная система управления которого создана для реализации какого-либо иного ранее рассмотренного способа: первичное управление - либо реактором, либо турбоагрегатом; регулирующий параметр - средняя температура теплоносителя, закон изменения регулирующего параметра - константа или какая-либо функция мощности.

В режиме регулирования блока при скользящем давлении пара первичное управление блоком может осуществляться только ядерным реактором. Система автоматического регулирования турбоагрегата из действия выводится. Регулирующий клапан подачи пара на турбину ставится в полностью открытое положение. Весь процесс регулирования мощности блока определяется характеристиками системы управления ППУ. Правда, при этом может быть предусмотрено участие элементов системы управления турбоагрегатом в некоторых переходных режимах энергоблока. Разумеется, все элементы системы регулирования турбоагрегата, осуществляющие его защиту, остаются в работе.

8. Регулирование уровня воды в парогенераторах двухконтурных ЯЭУ

На установившихся уровнях мощности расход рабочего тела, подаваемого для генерирования пара, точно соответствует паропроизводительности ППУ. Это означает, что генерируемая в активной зоне реактора тепловая мощность полностью соответствует тепловой мощности, передаваемой рабочему телу. Разность между ними составляют тепловые потери в ППУ. Эта величина обычно очень небольшая - порядка 1% и меньше.

В ЯЭУ АЭС, работающих на насыщенном паре, парогенерирующие устройства (парогенератор или активная зона кипящего реактора) работают с кратностью циркуляции больше единицы. Следовательно, в их составе обязательно должен быть сепаратор с некоторым уровнем воды. В отечественных двухконтурных энергоблоках парогенератор выполняется с встроенным сепаратором, и уровень воды устанавливается в корпусе ПГ. Этот уровень воды можно принять за показатель соответствия тепловой мощности, приносимой теплоносителем в ПГ, и расходом питательной воды на ПГ, которая за счет этой тепловой энергии теплоносителя превращается в пар. Изменение уровня в ПГ в ту или иную сторону говорит о нарушении соответствия и о его направлении. Для восстановления баланса необходимо соответствующим образом изменить расход питательной воды или мощность ядерного реактора.

В энергетических установках отечественных АЭС уровень воды в ПГ поддерживается на заданном уровне за счет коррекции расхода питательной воды. Основным сигналом для автоматического регулирования расхода питательной воды является уровень воды в парогенераторе. Для улучшения динамических характеристик регулирования расхода питательной воды в регулятор уровня введены также корректирующие сигналы. В качестве корректирующих сигналов используется расход питательной воды и расход пара. В последнее время в качестве корректирующих сигналов используются расход питательной воды и перепад температур теплоносителя на входе-выходе ЯР. Такие регуляторы называют трехимпульсными. С переходом на более широкое использование в системах управления цифровой вычислительной техники для улучшения динамических характеристик регулирования подачи питательной воды в парогенератор количество корректирующих сигналов может быть увеличено, но основным управляющим сигналом остается уровень воды в ПГ.

Для нормальной работы установки в стационарном режиме важно иметь не только стабильность уровня воды в сепараторе, но и определенное значение уровня. Изменение уровня в парогенераторе должно быть небольшим, так как значительное снижение уровня может привести к оголению части трубной системы парогенератора (тогда она перестает работать как парогенерирующая поверхность), а значительное повышение уровня может привести к забросу воды в паропровод.
В парогенераторе ЯЭУ с ВВЭР-1000 эта точность регулирования установлена 50 мм от заданного.

Следует иметь в виду, что при увеличении мощности установки в парогенерирующем устройстве генерирование пара нарастает. В результате в толще воды под зеркалом испарения паросодержание увеличивается. Так как обычно уровень воды в сепараторе измеряется гидростатическим способом, то даже при поддержании постоянного гидростатического уровня фактический уровень воды несколько изменяется. При увеличении мощности происходит так называемое "вспухание" уровня. Особенно заметным изменение фактического уровня воды в ПГ может быть в переходных режимах.

Рассмотрение задач и физической сущности регулирования уровня воды в парогенераторе позволяет утверждать, что эта система обеспечивает соответствие между тепловыделением в активной зоне ЯР и теплоотводом от теплоносителя к рабочему телу в ПГ.

В одноконтурных установках построение системы регулирования расхода питательной воды остается тем же. Основным управляющим сигналом является уровень воды в барабане-сепараторе ядерного реактора.

9. Регулирование давления в главном конденсаторе

С изменением режима работы энергоблока изменяется величина давления в конденсаторе. Величина давления в конденсаторе является параметром, существенно влияющим на экономичность паротурбинной установки и энергоустановки в целом. Ниже рассмотрено влияние ряда факторов на величину давления в конденсаторе.

Применительно к давлению в конденсаторе не совсем уместно говорить о его регулировании, так как величина давления устанавливается самопроизвольно в зависимости от паровой нагрузки на конденсатор (расход конденсирующегося пара G_п) и с учетом ряда факторов, обуславливающих работу конденсатора. К этим факторам можно отнести расход и температуру охлаждающей воды, техническое состояние поверхности конденсации, плотность вакуумной системы, качество работы системы отсоса паровоздушной смеси и др. Оперативный обслуживающий персонал может оказывать влияние на некоторые из этих факторов и таким образом влиять на давление в конденсаторе.

Давление в главном конденсаторе р_к определяется условиями конденсации пара. Величину давления в зависимости от определяющих его факторов называют характеристикой конденсатора.

Для простоты рассмотрения вопроса обычно исключают временно действующие факторы: загрязнение трубок, неплотности вакуумной части конденсатора и прочие, т.е. характеристики приводят для чистого конденсатора с исправной системой отсоса паровоздушной смеси и плотной вакуумной частью. Это позволяет считать, что в конденсаторе находится конденсирующийся пар без примеси газа, т.е. парциальное давление газа в конденсирующейся среде практически равно нулю. Это значит, что температура конденсации однозначно определяет давление в конденсаторе как давление насыщения водяного пара, соответствующее температуре конденсации. Если исключить временно действующие факторы, то давление в конденсаторе можно считать функцией трех постоянно действующих факторов: паровой нагрузки конденсатора, температуры и расхода охлаждающей воды. Для выяснения влияния каждого из этих факторов на величину давления в конденсаторе достаточно оценить их влияние на температуру конденсации.

Паровая нагрузка конденсатора зависит от заданной мощности установки.

Расход охлаждающей воды может регулироваться за счет изменения режима работы насосов системы технического водоснабжения - изменения частоты вращения насосов (как правило дискретное), изменения угла поворота рабочих лопастей насоса, если он выполнен с поворотными лопастями. Кроме того, так как система технического водоснабжения обслуживается насосной станцией, в составе которой несколько параллельно включенных насосов (обычно от 3 до 8), то возможна парциальная работа насосов (плановая или в результате выхода из строя части насосов), при которой расход охлаждающей воды также изменится. Парциальная работа насосов может использоваться только в случае, если у насосов предусмотрен общий напорный коллектор. На отечественных двухконтурных АЭС такой коллектор не предусмотрен.

Что касается температуры охлаждающей воды, то она может существенно меняться с изменением атмосферных условий. Кроме того, для систем с оборотным водоснабжением температура охлаждающей воды существенно зависит от режима работы охлаждающих устройств - градирен, брызгальных бассейнов.

Обслуживающий персонал должен знать характер влияния различных факторов на давление в конденсаторе, а для тех из них, на которые можно влиять - не только знать, но и уметь выбрать наиболее рациональное их соотношение.

Температурный режим конденсатора можно показать на диаграмме t-q (рисунок 33).

Рисунок 33 - Зависимость степени нагрева охлаждающей воды от паровой нагрузки

Так как нагрев охлаждающей воды в конденсаторе t_ов = (t_ов ^вых - t_ов^вх) обычно небольшой (порядка 8…10 ^оС), то для простоты рассмотрения вопроса средний температурный напор теплопередачи в конденсаторе t_ср можно представить как среднеарифметическую величину, т.е.

t_ср = 0,5[(t_к - t_ов^вх) + (t_к - t_ов^вых)]. (19)

Отсюда

t_ср = t_к - (t_ов^вх + t_ов^вых) / 2.

или

t_ср = t_к - (t_ов^вх + t_ов^вых t_ов^вх ) / 2 =

= t_к - t_ов^вх - (t_ов^вых - t_ов^вх ) / 2 = t_к - t_ов^вх - 0,5 t_ов

Из этого выражения следует

t_к = t_ов^вх + 0,5t_ов + t_ср. (20)

Таким образом, температура конденсации t_к может быть представлена как сумма температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор t_ов^вх, среднего температурного напора теплопередачи в конденсаторе t_ср и половины нагрева охлаждающей воды в конденсаторе t_ов. Абсолютное давление в конденсаторе р_к, связанно прямой зависимостью с температурой конденсации (зависимость между температурой и давлением насыщения прямая, но нелинейная, хотя степень нелинейности незначительная) и будет тем меньше, чем меньше температура конденсации t_к, т.е. чем меньше каждое из трех слагаемых зависимости (20).

Рассмотрим влияние паровой нагрузки на слагаемые выражения (20).

Очевидно, что первое слагаемое t_ов^вх от паровой нагрузки не зависит.

Влияние паровой нагрузки на второе слагаемое - на степень нагрева охлаждающей воды t_ов - определяется из уравнения теплового баланса конденсатора

G_овc_рt_ов = G_п i , (21)

где G_ов - массовый расход охлаждающей воды;

с_р - теплоемкость охлаждающей воды;

t_ов - степень нагрева охлаждающей воды;

G_п - массовый расход конденсирующегося пара (паровая нагрузка конденсатора);

i - уменьшение энтальпии среды в процессе ее конденсации.

Отсюда

t_ов = G_п i /(G_ов с_р). (22)

С достаточной степенью точности можно принять, что i = соnst и с_р = const. Тогда

t_ов = АG_п /G_ов. (23)

Отсюда следует: нагрев охлаждающей воды прямо пропорционален паровой нагрузке конденсатора. Графически это выглядит так, как показано на рисунке 3

Рисунок 34 - Зависимость степени нагрева охлаждающей воды от паровой нагрузки

Влияние паровой нагрузки на третье слагаемое t в равенстве (20) можно выявить из рассмотрения теплопередачи в конденсаторе

G_пi = kFt_ср, (24)



где G_п - массовый расход конденсирующегося пара;

i - уменьшение энтальпии конденсирующейся среды;

K - коэффициент теплопередачи в конденсаторе;

F - поверхность теплопередачи в конденсаторе;

t_ср - средний температурный напор теплопередачи в конденсаторе.

Отсюда

t_ср = G_п i /(K F). (25)

Если учесть, что поверхность теплопередачи F = сonst, а величину i, как и ранее, можно принять неизменной, то из выражения (25) следует, что средний температурный напор теплопередачи в конденсаторе t прямо пропорционален паровой нагрузке и обратно пропорционален коэффициенту теплопередачи K. В этой связи следует рассмотреть зависимость величины K от паровой нагрузки.

Исследования конденсаторов различных типов показывают, что средний коэффициент теплопередачи K с уменьшением паровой нагрузки уменьшается. Это объясняется тем, что с уменьшением паровой нагрузки сокращается зона массовой конденсации пара, снижается скорость пара и снижаются локальные коэффициенты теплопередачи. Действительно, компоновка трубного пучка выбрана из расчета полной паровой нагрузки, когда все трубки пучка практически одинаково загружены отводом тепла от конденсирующегося пара. С уменьшением паровой нагрузки почти полная конденсация пара обеспечивается уже на первых рядах трубок пучка. Трубки же, расположенные в глубине пучка, остаются без интенсивной тепловой нагрузки (в этом и заключается сокращение зоны массовой конденсации пара). А так как средний коэффициент теплопередачи K осредняется для всей поверхности теплопередачи, то сокращение зоны массовой конденсации пара при уменьшении паровой нагрузки выражается в том, что среднее значение K уменьшается. При этом в достаточно широком диапазоне нагрузок (примерно 70…100%) коэффициент теплопередачи снижается слабо, а дальнейшее его снижение нарастает и при нулевой паровой нагрузке приходит к нулевому значению. Интенсивность снижения коэффициента теплопередачи зависит от принятой в конденсаторе компоновки трубного пучка. Реальный ход кривой изменения величины K с достаточной степенью точности практически может быть получен только опытным путем. Примерный характер снижения величины K показан на рисунке 35.

Рисунок 35 - Характер изменения коэффициента теплопередачи при изменении паровой нагрузки

Средний температурный напор t_ср - сложная функция паровой нагрузки и коэффициента теплопередачи (см. зависимость (25)). На уровнях больших паровых нагрузок, когда коэффициент теплопередачи большой и снижается при уменьшении G_п незначительно, температурный напор t_ср уменьшается почти прямо пропорционально паровой нагрузке. При дальнейшем уменьшении паровой нагрузки снижение t_ср замедляется, а при некотором значении G_п снижение t_ср может прекратиться. После этой точки из-за резкого снижения коэффициента теплопередачи температурный напор может даже начать повышаться.