Стартовая >> Архив >> Генерация >> Режимы мощных паротурбинных установок

Требования к маневренности паротурбинных установок - Режимы мощных паротурбинных установок

Оглавление
Режимы мощных паротурбинных установок
Переход к блочной компоновке электростанций
Особенности тепловых схем мощных энергоблоков
Характерные особенности предстоящего этапа энергетики
Особенности АЭС
Режимы работы современных энергосистем
Паротурбинный блок как единый энергетический агрегат
Требования к маневренности паротурбинных установок
Расчеты тепловых схем
Характеристики турбинных отсеков
Дроссельное парораспределение
Идеальное сопловое парораспределение
Реальное сопловое парораспределение
Обводное парораспределение
Турбообводное парораспределение
Компрессорно-обводное парораспределение
Выбор типа парораспределения
Работа системы регенеративного подогрева питательной воды
Отключение ПВД как источник пиковой мощности
Скользящее начальное давление пара
Тепловая экономичность работы энергоблоков при скользящем давлении
Комбинированное регулирование
Полиблочный принцип регулирования
Влияние паро-парового промперегрева на к.п.д. турбоустановки
Программы регулирования влажнопаровых турбоустановок
Скользящее давление
Работа турбоустановок при продлении рабочей кампании энергоблока
Эрозионная надежность лопаточного аппарата последних ступеней при работе турбины в переменных режимах
Графики тепловых нагрузок теплофикационных турбоустановок
Диаграмма режимов теплофикационных турбоустановок
Основные типы характерных режимов теплофикационных турбоустановок
Скользящее начальное давление пара для теплофикационных ПТУ
Теплофикационные полиблоки с параллельным соединением турбоагрегатов
Полиблочный принцип регулирования тепловой нагрузки
Влажнопаровые теплофикационные турбоустановки
Пути повышения маневренности теплофикационных турбоустановок при больших тепловых нагрузках
Уменьшение мощности турбины с частичной передачей тепловой нагрузки на ПВК
Скользящее противодавление
Список литературы

Предполагаемые условия работы ПТУ в предстоящий период. В настоящее время ввод новых энергетических мощностей в Европейской части СССР производится в основном за счет АЭС и крупных ТЭЦ. Это существенно изменяет структуру установленного оборудования энергосистем, причем неуклонно сокращается доля конденсационных энергоблоков органического топлива, которые сейчас играют основную роль в покрытии полупиковых и даже пиковых нагрузок. Неравномерность же графиков электрических нагрузок остается весьма высокой. В связи с отмеченным в предстоящей перспективе предстоит существенная трансформация требований к маневренным характеристикам тех или иных энергетических агрегатов.
Сокращение доли конденсационных блоков ТЭС в Европейской части СССР при условии, что маневренные возможности уже находящихся в эксплуатации агрегатов этого типа в значительной мере исчерпаны, приведет к тому, что их окажется в недалеком будущем недостаточно для покрытия переменной части графика электрических нагрузок. Определенную роль в решении этой важной проблемы могут сыграть гидроаккумулирующие электростанции, специализированные маневренные паротурбинные блоки, газотурбинные и парогазовые установки, включение тепловых аккумуляторов в тепловые схемы ПТУ различного типа и т. п. Однако трудно рассчитывать, что суммарная мощность всех этих агрегатов может в ближайшее время оказаться достаточной для покрытия переменных нагрузок.
Отмеченные обстоятельства приведут в недалеком будущем, с одной стороны, к частичному покрытию переменных нагрузок в Европейской части СССР за счет конденсационных ТЭС восточных районов страны с изменением перетоков мощности по линиям электропередачи, связывающим эти районы с центральными, а с другой — к привлечению для покрытия переменных нагрузок в той или иной мере агрегатов ТЭЦ и АЭС, которые традиционно считаются базовыми. Вопрос о хотя бы ограниченной маневренности агрегатов этих типов, по мнению автора, со временем станет центральным в общей проблеме покрытия переменной части графиков электрических нагрузок. Вследствие этого все рассмотренные типы агрегатов определенную часть своего времени должны будут работать при переменных нагрузках. Применительно к агрегатам ТЭЦ, работающим как на органическом, так и на ядерном топливе, необходимость этого будет усиливаться тем, что тепловые нагрузки также не являются неизменными во времени, а имеют существенную неравномерность (прежде всего сезонную и недельную). Значительной неравномерностью отличаются не только отопительные, но и промышленные тепловые нагрузки (см. гл. 5).
Требования к маневренным характеристикам энергетических агрегатов. Пиковые агрегаты, предназначенные для покрытия остропиковых нагрузок общей продолжительностью не более 1000—2000 ч в год, должны быть высокоманевренными и иметь возможность нескольких (не менее двух) пусков и остановок в течение суток. В связи с малым числом часов использования тепловая экономичность таких агрегатов не играет определяющей роли. Главным качеством агрегатов этого типа должны быть высокая скорость пуска и набора мощности. Желательно, чтобы общая продолжительность пуска вплоть до выхода агрегата на полную мощность измерялась минутами. Наилучшим образом требованиям высокой маневренности удовлетворяют агрегаты гидравлических и гидроаккумулирующих электростанций, а также газотурбинные установки, в том числе входящие в состав парогазовых установок со сбросом газа в парогенератор или подогреватель питательной воды (см. § 1-1). Для покрытия пиковых нагрузок эффективными могут быть также паротурбинные установки, в тепловые схемы которых включены аккумуляторы перегретой воды или насыщенного пара [40]. В часы минимальных нагрузок за счет отбираемого из турбины пара происходит накопление рабочего тела в тепловых аккумуляторах. В часы пиков нагрузки накопленное в аккумуляторах рабочее тело направляют в турбину для выработки дополнительной мощности. При использовании до 1000 ч в году согласно исследованиям ЦКТИ, ЛПИ, БПИ [14, 25, 28, 33] рентабельным оказывается повышение мощности конденсационных и теплофикационных турбин за счет ограничения или полного отключения регенеративных и отопительных отборов пара (см. гл. 3 и 5). Для получения пиковой мощности за счет отключения регенеративных подогревателей и ограничения теплофикационных отборов пара необходимы минимальные капитальные затраты. Сравнительно невелики капитальные затраты также при использовании газотурбинных установок и тепловых аккумуляторов. Гидроаккумулирующие станции, обладающие наивысшими маневренными качествами, требуют значительных капитальных затрат. Это предъявляет определенные требования к выбору их местоположения.
Как уже отмечалось, основную часть переменной области графика электрических нагрузок составляет область полупиковых нагрузок. Максимальная нагрузка Nmax полупиковой области сохраняется каждые сутки в дневное время общей продолжительностью τ1, а минимальная Nmin, соответствующая базовой нагрузке,— в часы ночного провала общей продолжительностью τ2.

  Капитальные затраты на сооружение полупиковых блоков могут быть меньше затрат на сооружение базовых блоков. Эта разница, не учитываемая неравенством (1-4), несколько увеличивает возможное снижение тепловой экономичности полупиковых блоков. Однако и с учетом этого фактора тепловая экономичность полупиковых. блоков должна быть достаточно высокой.
Согласно исследованиям, выполненным в ЦКТИ и ЛПИ применительно к существующим и вновь проектируемым блокам, с учетом затрат топлива на запуск блока повышенной маневренности около 200 г/кВт к. п. д. полупи- ковой ПТУ должен находиться на уровне 36 % [33]. Поэтому полупиковые блоки выполняются и проектируются на достаточно высокие параметры пара (обычно докритические), лишь немногим меньшие параметров, применяемых для базовых блоков. Вместе с тем, как следует из неравенства (1-4), в определенных условиях (в частности, при малом коэффициенте неравномерности а) может оказаться выгодным использование мощных блоков даже сверхкритического давления для покрытия полупиковых нагрузок.
Из неравенства (1-4) также следует, что важнейшее требование, предъявляемое к полупиковым агрегатам,— сокращение пусковых затрат топлива, определяемых слагаемым b3*. Путь к этому — сокращение продолжительности пуска. При этом решающую роль играет не пуск из холодного состояния, производимый весьма редко, а пуск из неостывшего и горячего состояния. Подавляющее число остановок приходится на ночь с простоем — 6—8 ч, после чего турбина остается еще горячей. Время выхода из такого состояния на номинальную угловую скорость должно быть около 3 мин, а скорость набора нагрузки — 5 % в минуту, т. е. до выхода на номинальную мощность должно проходить не более 20 мин. Для сокращения первого этапа во многих случаях эффективным может быть моторный режим [53].
Длительность остановки на выходные дни достигает 60 ч. После этого время выхода на номинальную угловую скорость не должно превышать 15 мин, а скорость набора нагрузки должна быть не менее 3 % в минуту. Продолжительность набора нагрузки до выхода на номинальную мощность при этом составит 50 мин.
Выполняемые и проектируемые полупиковые газомазутные блоки соответствуют предъявляемым требованиям [52, 62, 58], однако широкому использованию таких блоков препятствуют ограничения на эти дефицитные виды топлива. Обнадеживающими представляются перспективы создания в ближайшее время полупиковых блоков на сланцах. Проблема создания пылеугольных полупиковых блоков является наиболее сложной из-за трудностей конструирования котлов. Однако ведущаяся в этом направлении интенсивная работа заводов и научно-исследовательских институтов позволяет рассчитывать на появление в будущем полупиковых блоков этого типа. В полупиковой области графика нагрузок могут эффективно использоваться также парогазовые установки, в особенности с газификацией твердого топлива.
Специализированными маневренными агрегатами будет покрываться определенная часть пиковых и полупиковых нагрузок. Однако необходимость участия в покрытии переменных нагрузок в значительной мере коснется также базовых энергоблоков ТЭС и АЭС, в том числе ТЭЦ. Проектируя любой агрегат ТЭС или АЭС даже как базовый, конструкторы должны обеспечить требуемые маневренные характеристики. При этом следует иметь в виду, что, как показывает практика, любой агрегат может оставаться базовым лишь определенную часть его многолетнего срока службы. С появлением новых, более совершенных и экономичных машин он уступает им место в базовой части графика, а сам становится полупиковым и даже пиковым агрегатом.

Если же его характеристики не будут удовлетворять этим изменившимся условиям, то, сохраняя свое место в базовой части график, этот, к тому времени морально устаревший
а блок будет препятствовать вводу в базовую часть графика новых агрегатов с показателями, соответствующими лучшим достижениям своего времени, и тем будет наносить экономический ущерб. Поэтому заложенными при проектировании блока маневренными качествами и выбранными режимами эксплуатации будет определяться, насколько эффективно он будет работать в течение всего срока службы и насколько успешно будет решаться проблема суточного, недельного и сезонного регулирования энергосистем.
Одним из важнейших показателей для базовых энергоблоков будет регулировочный диапазон. Для газомазутных конденсационных блоков ТЭС регулировочный диапазон должен быть не менее 70 % номинальной мощности, а для пылеугольных блоков ТЭС — не менее 50 % ее. Менее изучен вопрос о регулировочном диапазоне энергоблоков ТЭЦ и АЭС. Однако и для таких блоков надо добиваться, чтобы регулировочный диапазон АЭС достигал, по возможности, хотя бы 25—30 % номинальной мощности, а для ТЭЦ был не менее 40%.
Как отмечалось выше, в недалеком будущем к покрытию переменных нагрузок в Европейской части СССР в определенной мере потребуется привлечение практически всех агрегатов КЭС этого района, агрегатов конденсационных ТЭС восточных районов страны (путем изменения перетоков мощности по линиям электропередачи, связывающим эти районы с центральными), а также агрегатов ТЭЦ и АЭС. Однако, по меньшей мере, первую половину предстоящего этапа ведущую роль в покрытии полупиковых нагрузок все еще будут играть мощные конденсационные энергоблоки, проектировавшиеся как базовые. Поэтому задача поисков неиспользованных резервов повышения их маневренности по-прежнему актуальна.
К настоящему времени проделана большая работа по выявлению маневренных возможностей установленного оборудования, его модернизации и совершенствованию переходных режимов и режимов вывода в горячий резерв, что позволило существенно улучшить маневренные характеристики энергоблоков. Эту работу следует продолжать, поскольку масштабы привлечения конденсационных энергоблоков ТЭС к покрытию переменных нагрузок будут неуклонно возрастать.

Энергоблоки 160 и 200 МВт на докритические параметры пара в настоящее время широко используются для покрытия полупиковых нагрузок, причем в ночные часы осуществляется полная остановка блоков, вывод их в горячий резерв с сохранением теплового состояния турбины с помощью подводимого извне пара или перевод на моторный режим. Многие из этих агрегатов уже исчерпали расчетный ресурс эксплуатации или приближаются к нему. В связи с этим ставится задача расширения маневренных возможностей энергоблоков этого класса уже за пределами расчетного срока эксплуатации. Однако даже повсеместное использование конденсационных энергоблоков на 12,7 МПа оказывается недостаточным. Приводится искать неиспользованные резервы повышения маневренности энергоблоков сверхкритического давления мощностью 300 МВт и выше. К настоящему времени имеется опыт длительной эксплуатации ряда энергоблоков 300 МВт в режимах
глубокого суточного и недельного регулирования нагрузки, прежде всего на Лукомльской, Киришской, Костромской ГРЭС и др. [23]. Турбоагрегаты на этих ГРЭС в течение нескольких лет ежесуточно разгружаются от номинальной нагрузки до 80—120 МВт. Практикуется остановка некоторых энергоблоков иа выходные дни, а в отдельных случаях —на ночь. С целью расширения регулировочного диапазона блоков и повышения их надежности и экономичности на частичных нагрузках широко используется работа при скользящем начальном давлении пара или комбинированной программе регулирования (см. гл. 3). Заслуживает серьезного внимания полученный на Лукомльской ГРЭС важный вывод о допустимости (по условиям надежности пароперегревателя котла) повышения на частичных нагрузках (при скользящем давлении) температуры пара сверх ее уровня при номинальном режиме [38]. Необходим быстрый и тщательный анализ накопленного опыта и его распространение на другие электростанции. Первые шаги в этом направлении уже сделаны применительно к энергоблокам 800 МВт [70]. Такие режимы работы КЭС с газомазутными котлами существенно расширяют маневренные характеристики всей энергосистемы.
Регулировочный диапазон пылеугольных энергоблоков сверхкритического давления ограничивается условиями устойчивого горения топлива. Минимальная нагрузка, достигаемая на большинстве энергоблоков этого класса, составляет 70 %, а в некоторых случаях 80 % номинальной мощности. Безусловно, необходимо продолжить работу по снижению минимальной нагрузки таких блоков. Однако не следует переоценивать возможности такого снижения. По-видимому, более эффективное участие уже выпущенных пылеугольных энергоблоков сверхкритического давления в суточном и недельном регулировании связано с их более частыми остановками. Вследствие этого надо уделить самое серьезное внимание совершенствованию технологии переходных режимов, а также анализу других способов вывода оборудования в горячий резерв, обеспечивающих надежность его работы и минимальное время выхода на полную мощность. Высказываются мнения о том, что широкое привлечение энергоблоков сверхкритического давления к регулированию нагрузки может в определенной мере повлиять на их надежность и долговечность, тем более, что срок службы некоторых энергоблоков 300 МВт приближается к расчетному. Однако вопрос о степени этого влияния изучен еще недостаточно. На основании имеющегося опыта эксплуатации энергоблоков 160, 200 и (правда, в меньшей степени) 300 МВт можно сделать предварительный вывод, что опасения резкого снижения надежности и долговечности от широкого привлечения энергоблоков к работе в переменной части графика нагрузок, видимо, преувеличены и что эти энергоблоки имеют резервы, которые при должном уровне эксплуатации и автоматизации переходных процессов могут обеспечить надежную работу в полупиковом режиме. Для подтверждения этого прогноза необходимо ускорить ведущиеся в настоящее время исследования свойств конструкционных материалов за пределами расчетного срока службы. Необходимо также повышение уровня автоматизации основных технологических операций, совершенствование технологии эксплуатации разработка и внедрение методов и средств технической диагностики наиболее ответственных элементов основного оборудования (пароперегревателей котлов, корпусов и роторов турбин, регулирующих и стопорных клапанов, паропроводов и т. д.).
Следует заметить, что, помимо технических задач, связанных с эффективным использованием энергетических агрегатов в полупиковом и пиковом режимах, необходима также разработка такой системы плановых показателей и мер экономического стимулирования, чтобы эксплуатационный персонал был заинтересован в покрытии пикового и полупикового графиков с учетом уже достигнутых результатов повышения маневренности оборудования.
Задачи привлечения конденсационных энергоблоков ТЭС восточных районов к работе в переменных режимах принципиально не отличаются от рассмотренных выше.
Для агрегатов ТЭЦ за исключением периодов их работы на  конденсационном режиме или с малыми тепловыми нагрузками речь может идти лишь о глубокой разгрузке на ночь и выходные дни. При этом первостепенное значение приобретает вопрос выбора рациональной программы регулирования теплофикационных блоков. Он может иметь то или иное решение в зависимости от тепловых нагрузок, имеющих сезонный характер. Летом, весной и осенью агрегаты ТЭЦ работают со значительным конденсационным пропуском пара. Поскольку выработка электроэнергии конденсационным потоком пара менее экономична, чем теплофикационным, вполне рентабельна разгрузка агрегатов ТЭЦ за счет сокращения этого потока. Такую разгрузку целесообразно проводить при комбинированной программе регулирования начального давления пара, уже опробованной в течение нескольких лет практической эксплуатации на ряде ТЭЦ с агрегатами различного типа [22, 27, 54]. В зимний период агрегаты ТЭЦ работают без конденсационного пропуска. Традиционно считается, что в таких режимах электрическая мощность агрегата не может быть снижена без уменьшения количества отпущенной теплоты. Исследования ряда организаций [17, 23, 57, 74] показывают, что при современной структуре установленного оборудования рентабельной оказывается разгрузка ТЭЦ по электрической мощности на ночь и выходные дни даже с уменьшением отпуска теплоты от турбин и частичным переводом теплоснабжения потребителей на пиковые водогрейные котлы и редукционно-охладительные установки (РОУ). Однако, как это обосновано исследованиями ЛПИ (см. гл. 5), уменьшение тепловой нагрузки теплофикационных турбин при снижении электрической мощности можно существенно сократить или даже полностью исключить за счет применения скользящего противодавления в конденсаторе или сетевых подогревателях. Это достигается направлением в обвод их части сетевой воды [56]. Регулировочный диапазон при этом, как установлено расчетными и экспериментальными исследованиями ЛПИ, может достигать 20—25% номинальной мощности. Таким образом, комбинированная программа регулирования теплофикационного энергоблока сочетает в себе подпрограммы изменения как начального, так и конечного давления пара, причем в одних режимах эти давления поддерживаются постоянными, в других — турбина работает при переменных давлениях. Сказанное относится как к энергоблокам ТЭЦ органического топлива, так и к блокам атомных ТЭЦ. Ведутся также поиски других решений [6, 23]. Одно из них [55] — направление части свежего пара в дополнительный сетевой подогреватель через РОУ в обвод ЦВД турбины. Принципиально возможно уменьшение расхода пара ЦВД вплоть до беспарового режима, что может обеспечить разгрузку турбины от максимальной мощности до 20—30 % номинальной.

Такой способ может оказаться весьма эффективным, но для его широкого применения потребуется определенное время для модернизации турбоустановок с введением РОУ и сетевых подогревателей, рассчитанных на максимальный расход пара. Эффективным может оказаться также применение электробойлеров или электроводогрейных котлов, использующих для подогрева сетевой воды избыточную электроэнергию ТЭЦ и позволяющих свести за счет этого к минимуму изменения режимов работы турбины. Поскольку турбина работает в таких режимах без конденсационного пропуска пара и электроэнергия вырабатывается с весьма высоким к. п. д., а ее преобразование в тепловую энергию сопровождается лишь незначительными потерями, способ представляется высокорентабельным. Однако для его использования также требуется модернизация действующие ТЭЦ, что связано с затратами времени и капиталовложениями.
Метод скользящего противодавления (скользящего давления в камере регулируемого отбора) не требует модернизации тепловой схемы ПТУ и может быть быстро применен на большом числе ТЭЦ. К тому же он проще в эксплуатационных условиях, поскольку агрегат всегда находится в готовности к открытию обводных линий. По мнению автора, речь должна идти не о противопоставлении, а об оптимальном сочетании различных способов.
Вопросы маневренности энергоблоков АЭС являются наименее изученными и наиболее спорными [8, 11, 23, 40, 41, 50, 59, 68 и др.]. По экономическим соображениям АЭС стремятся использовать в базовой части графика. Однако вследствие быстрого увеличения доли АЭС в общей установленной мощности энергосистем это начинает встречать все большие затруднения, по меньшей мере в некоторых энергосистемах с повышенной неравномерностью нагрузок. Этим вызвана постановка вопроса о хотя бы ограниченном участии энергоблоков АЭС с реакторами на тепловых нейтронах в суточном, недельном и сезонном регулировании энергосистем. При соответствующем проектировании оборудования АЭС и тепловыделяющих элементов могут быть созданы специализированные маневренные атомные энергоблоки [40, 59]. Применительно же к находящимся в эксплуатации и строящимся блокам, по мнению автора, речь может идти не о полной остановке агрегатов на ночь и выходные дни и не о снижении мощности до нагрузки собственных нужд, а лишь об обеспечении некоторого сравнительно небольшого регулировочного диапазона блоков (20—30% номинальной мощности), ограниченного по соображениям надежности эксплуатации. Не следует недооценивать полезного вклада любого, самого ограниченного участия АЭС в регулировании энергосистем. Так. разгрузка на 25 % станции, на которой установлены 4 блока по 1000 МВт, дает тот же эффект, что и установка в энергосистеме двух полупиковых блоков ТЭС по 500 МВт, полностью отключаемых каждую ночь.
Даже такая ограниченная разгрузка блоков представляет собой непростую задачу. Так как введенные в эксплуатацию и строящиеся в настоящее время блоки АЭС проектировались как базовые, для решения вопроса о допустимости их работы при переменных нагрузках и регулировочном диапазоне необходимо выявление маневренных возможностей каждого элемента блока. Наиболее существенными факторами, ограничивающими маневренность ранее спроектированных и находящихся в эксплуатации атомных энергоблоков с реакторами ВВЭР, являются герметичность оболочек тепловыделяющих элементов, тепловое состояние корпуса реактора, парогенераторов и турбин, нестационарное ксеноновое отравление. Для блоков с реакторами РБМК к числу таких факторов относятся герметичность оболочек тепловыделяющих элементов, стабильность полей энерговыделения, температурное состояние графитовой кладки, нестационарное ксеноновое отравление, тепловое состояние турбины [50, 59, 68].
Некоторые из исследователей полагают, что сравнительно низкие параметры пара, применяемые для влажнопаровых турбин АЭС, предопределяют отсутствие ограничений по их маневренности. В действительности же температура влажного пара однозначно определяется его давлением. Изменения температуры пара по проточной части ЦВД при разгрузке влажнопаровой турбины на определенную долю ее мощности могут превышать аналогичные изменения температуры в ЦВД турбины, перегретого пара при снижении ее мощности на такую же долю, причем в отличие от турбин перегретого пара температура в ЦВД влажнопаровых турбин изменяется при их работе как с постоянным, так и со скользящим давлением [33]. Коэффициенты же теплоотдачи от влажного пара к металлу значительно больше, чем при теплоотдаче от перегретого пара к металлу. Поэтому при быстром изменении мощности в сторону как разгрузки, так и нагружения металл корпуса ЦВД влажнопаровой турбины испытывает большие тепловые удары, чем у турбины перегретого пара. Это обстоятельство следует учитывать при оценке допустимости участия турбин в противоаварийном управлении энергосистемами. При сравнительно же медленных плановых изменениях нагрузки, как показывают исследования, проведенные на турбинных заводах и в научно-исследовательских организациях [23, 36, 51, 62], этот фактор не является лимитирующим для блока в целом.
Нестабильность пространственных полей энерговыделения в реакторах РБМК при изменениях нагрузки может быть преодолена за счет дополнения существующих систем регулирования общей нейтронной мощности реактора локальными регуляторами плотности нейтронного потока в отдельных частях активной зоны [24]. Колебания температуры графита, используемого в качестве замедлителя в реакторах РБМК нежелательны, так как замена и ремонт графитовой кладки практически исключены. Изменение плотности нейтронного потока в активной зоне реактора при повышении мощности или разгрузке связано с изменением тепловыделения в графитовой кладке. Однако и. при этом есть возможность сохранения в определенном диапазоне нагрузок неизменной температуры графита за счет регулирования отвода теплоты от графитовой кладки [24, 50]. Это может быть достигнуто, например, путем изменения состава азотно-гелиевой смеси, продуваемой через специальные каналы в графитовой кладке для отвода теплоты от нее.
Одна из серьезных проблем маневренности АЭС состоит в преодолении нестационарного ксенонового отравления реактора при его разгрузке [24]. Изотоп ксенона 135Хе, интенсивно поглощающий нейтроны, образуется в процессе ядерных превращений осколков деления 235U в результате β-распада изотопа йода 135J. Период полураспада l35J равен 6,7 ч, период полураспада 135Хе — 9,2 ч. При длительной работе реактора с неизменной мощностью одновременно происходит образование новых ядер 135Хе, β-распад образовавшихся ядер 135Хе и их выгорание при поглощении нейтронов. В результате устанавливается определенное содержание ядер 135Хе в активной зоне (стационарное отравление реактора). После полной остановки реактора, при которой нейтронный поток равен нулю, в активной зоне продолжается β-распад ранее образовавшихся ядер l35J с образованием новых ядер ,35Хе. Одновременно происходит β-распад ядер 135Хе. Так как образование новых ядер 135Хе происходит более быстро, чем их распад, концентрация 135Хе в активной зоне возрастает, достигая максимума примерно через 8 ч после остановки. Далее начинается постепенное снижение концентрации ядер 135Хе ввиду распада большей части ядер 185J, являющихся их предшественниками. Если имевшийся до остановки оперативный запас реактивности в органах управления реактором недостаточен для вывода реактора в надкритический режим с учетом избыточного поглощения нейтронов ядрами 135Хе, то вследствие описанного нестационарного ксенонового отравления пуск реактора будет невозможен в течение некоторого промежутка времени относительно момента, которому соответствует максимальная концентрация 135Хе. Те же процессы, что и при остановке реактора, но в более слабой форме проявляются при снижении мощности. Если не принять специальных мер, то в результате этих процессов через несколько часов после снижения мощности реактивность реактора станет отрицательной, число нейтронов каждого последующего поколения будет уменьшаться, что приведет к остановке реактора. Увеличенное поглощение нейтронов ядрами 135Хе и обусловленная этим отрицательная реактивность возрастают с увеличением глубины разгрузки. В связи с этим допустимость той или иной разгрузки реактора определяется оперативным запасом реактивности, который может быть использован для преодоления нестационарного ксенонового отравления.
Оперативный запас реактивности реакторов ВВЭР, имеющих периодическую перегрузку топлива, непрерывно уменьшается в течение рабочей кампании вследствие использования части этого запаса для компенсации снижения реактивности, обусловленного выгоранием топлива. В конце рабочей кампании, когда стержни управления выдвинуты из активной зоны, а концентрация борной кислоты в теплоносителе понижена, суммарный запас реактивности оказывается недостаточным для преодоления ксенонового отравления. Это ограничивает разгрузку реактора в течение завершающей трети рабочей кампании. Однако маневренные возможности реактора в этот период определяются не только запасом реактивности, но и скоростью ввода положительной реактивности. Исследованиями [68] установлено, что при поддержании достаточно малой неравномерности энерговыделения в активной зоне, что обычно достигается в стационарном топливном цикле, начинающемся с четвертой рабочей кампании реактора, возможно перераспределение запаса реактивности между растворенной в теплоносителе борной кислотой и стержнями, управления в сторону увеличения запаса реактивности в последних. Значительно более быстрое перемещение стержней, чем изменение концентрации борной кислоты, осуществляя более быстрое введение положительной реактивности, сохраняет устойчивость работы реактора при меньших запасах реактивности, чем в случае использования борного регулирования. Это позволяет продлить период, в течение которого допустима разгрузка реактора.
Дополнительное увеличение этого периода может быть связано с разгрузкой блока при скользящем давлении [49]. Реакторы этого типа имеют отрицательный температурный коэффициент реактивности, т. е. с понижением средней температуры теплоносителя первого контура в нем высвобождается положительная реактивность. Снижение давления пара во втором контуре приводит к понижению средней температуры теплоносителя первого контура. При этом увеличивается оперативный запас реактивности, что способствует более глубокой разгрузке энергоблока в этот период (см. гл. 4).
В блоках с реакторами РБМК, имеющими непрерывную перегрузку топлива, поддерживается с целью повышения экономичности минимальный запас реактивности. Для преодоления нестационарного ксенонового отравления здесь можно использовать скользящее давление или азотно-гелиевое регулирование реактора, а также работу с топливом повышенного обогащения [50]. Определенные ограничения маневренных возможностей блоков этого типа связаны с желательностью иметь при перегрузке топлива иа работающем блоке стационарный ксеноновый процесс в течение хотя бы трех суток.
Колебания температуры корпуса водо-водяного реактора и парогенераторов при изменениях нагрузки определяются принятой программой регулирования блока. Для реактора они могут быть сведены к минимуму поддержанием постоянной средней температуры теплоносителя в первом контуре. Минимальные отклонения температур в парогенераторе наблюдаются при программе с постоянным давлением пара во втором контуре.
Наименее исследован вопрос о состоянии оболочек тепловыделяющих элементов при изменениях нагрузки. Изменения температуры оболочки и топлива при отклонениях нагрузки вызывают вследствие разных, коэффициентов теплового расширения оболочки и топлива циклические напряжения в оболочке. Окончательно маневренные свойства энергоблока можно оценить после длительных специальных исследований, включая металловедческие. Опыт эксплуатации действующих реакторов показывает [68], что в процессе наладки и освоения их головных образцов число нагружений и разгрузок более чем на 30 % номинальной мощности существенно превышало число циклов при недельном регулировании. Повышения числа дефектных тепловыделяющих элементов (твэлов) при этом замечено не было, что, по мнению автора, может рассматриваться как серьезный аргумент в пользу допустимости, по меньшей мере, еженедельной разгрузки блоков на 25—30%.

Вопросы, связанные с выбором программы регулирования энергоблоков АЭС, включая АТЭЦ, не имели первостепенного значения при работе в базовом режиме. Роль этих вопросов будет возрастать по мере роста доли АЭС в общей выработке электроэнергии. Как было показано выше, это связано с совокупностью противоречивых факторов, по-разному влияющих на надежность основного оборудования блока, его маневренность и технико-экономические показатели. Поэтому может оказаться рациональным применение комбинированных программ, сочетающих достоинства каждой из программ. В числе комбинированных программ может быть сочетание таких, например, программ, как поддержание постоянной средней температуры теплоносителя в первом контуре блока (для блоков с реакторами ВВЭР) в одном диапазоне режимов и постоянного или скользящего давления пара в других диапазонах. Возможно также динамическое сочетание программ, когда в переходном режиме поддерживается постоянная средняя температура теплоносителя в первом контуре, а в равновесных режимах — скользящее давление пара. Дополнительные возможности могут быть связаны с регулированием главных циркуляционных насосов первого контура. При этом принципиально открывается возможность применения на одном и том же блоке разных программ регулирования первого и второго контуров. Комбинированные программы могут найти применение также для блоков с канальными реакторами.



 
« Режим системы охлаждения генераторов на теплофикационных энергоблоках 250 МВт   Результаты внедрения разработок по повышению эффективности золоулавливания »
электрические сети