Турбины, работающие на влажном паре, обеспечивают хороший регулировочный диапазон. Их динамические и пусковые характеристики оказываются достаточно высокими вследствие малой инерционности, обусловленной небольшим промежуточным объемом сепаратора-пароперегревателя, большой долей мощности ЦВД. Для дальнейшего совершенствования характеристик маневренности наметились следующие пути: повышение быстродействия и совершенствование системы регулирования, уменьшение паровых объемов тракта, уменьшение металлоемкости и выбор оптимальных форм и конструкций роторов и цилиндров, применение устройств для более быстрого прогрева элементов турбин. Вместе с тем необходимо учитывать следующие трудности ведения переменных режимов турбоустановок АЭС [55, 99 ].
При течении насыщенного пара с околозвуковыми скоростями могут возникнуть скачки конденсации и другие нестационарные явления. Поэтому проектирование регулирующей ступени для турбин с сопловым парораспределением становится особо затруднительным. В пользу дроссельного парораспределения свидетельствует и часто пока применяемая схема блока с двумя турбинами, работающими от одного источника пара. В таком случае схема при большей надежности становится эквивалентной двухклапанному сопловому регулированию.
При существенном снижении нагрузки турбины происходит резкое падение температуры влажного пара по проточной части, включая элементы паровпуска. Кроме того, сухой или почти сухой насыщенный пар при дросселировании от давления выше 3 МПа увлажняется, теплоотдача от поверхностей металла к влажному пару возрастает. При быстрых и многократных изменениях нагрузки может возникнуть термоусталостное разрушение ответственных узлов турбины.
При малых расходах насыщенного пара на турбину в результате его дросселирования в регулирующих клапанах органы паровпуска и первой ступени ЦВД оказываются в зоне перегретого пара. В этом случае важно знать характер и направление теплового потока. Если температура поверхности деталей превысит температуру насыщения при давлении пара в этой зоне проточной части, то можно не опасаться интенсивного прогрева. Но по мере увеличения расхода пара и роста давления температура насыщения перегретого пара оказывается выше температуры поверхности, начинается конденсация и можно ожидать (в связи с резким улучшением теплообмена) увеличения разности температур в стенках.
С этого момента темп прогрева и напряженно-деформированное состояние зависят главным образом от скорости увеличения расхода пара на турбину, которую приходится лимитировать.
В массивных роторах также значительно проявляется радиальная неравномерность температур при неустановившихся режимах.
Необходимо учитывать, что для турбин с низкими температурами пара ориентируются в основном на предел текучести металла, и даже кратковременное превышение установленного его уровня может привести к недопустимым пластическим деформациям деталей. Перегрузки также могут возникнуть в последних отсеках проточной части, из которых пар направляется в выносные паросепараторы или промежуточные пароперегреватели в связи с их большой вместимостью.
Основными факторами, определяющими динамические характеристики и маневренность влажнопаровых турбин АЭС, являются предельно допустимая разность температуры по ширине фланцев ЦВД в зоне паровпуска, предельная разность температуры по радиусу дисков первых ступеней ротора ЦВД мощных турбин, а также рост вероятности повреждения отдельных узлов турбины из-за малоцикловой термоусталости.
Повышению маневренных свойств и улучшению условий пуска турбин по условиям снижения возникающих напряжений в массивных элементах способствует режим работы турбоагрегатов на скользящих параметрах пара.
Режим пуска и эксплуатации турбин на скользящих параметрах хорошо отработан и многократно использовался на энергоблоках КолАЭС и НВАЭС с реакторами ВВЭР. Опыт эксплуатации, полученный на этих электростанциях, показал, что работу турбин на скользящих параметрах целесообразно и весьма эффективно сочетать с режимом работы ЯППУ при сниженной температуре теплоносителя. Это позволяет, как указывалось выше, увеличивать оперативный запас реактивности реактора и, следовательно, его маневренность. Таким разработкам посвящено значительное число исследований, выполненных в ЛПИ и других организациях [49, 55].
Автоматизация управления операциями при пуске турбин и наборе нагрузки — также один из основных путей сокращения продолжительности пуска и повышения маневренных характеристик энергоблоков. Автоматизированные пуски агрегатов К-220-44/3000 на КолАЭС и К-500-60/1500 на НВАЭС подтверждают высокую эффективность и надежность, обеспечивая среднюю скорость набора нагрузки 5—8 МВт/мин.
Рис. 1.10. Статическая характеристика частичных нагрузок реактора и диаграмма температур пара перед турбиной мощностью 1200 МВт АЭС «Библис» (ФРГ):
t- температура теплоносителя первого контура средняя, на входе в ПГ и выходе из него соответственно; ps, ts — давление и температура пара второго контура; tт — температура пара на входе в турбину за регулирующими клапанами; t/т' — то же при постоянном значении ts = 265,2 С (по данным Л. Ш. Лейзеровича, В. Б. Кириллова)
Рис. 1.11. Оптимизированные расчетные графики пусков турбины К-1000-60/1500 из холодного (1), неостывшего (2) и горячего (2) состояний (а) и изменения разности температур по фланцу (б) в ходе пуска [57]
Уже в начале 70-х годов в ряде энергосистем развитых зарубежных стран [62, 77, 89] выдвигалось требование учета возможного участия АЭС в покрытии переменной части
графика (США, Франция, Япония, ФРГ). С этой целью крупнейшие турбостроительные фирмы оснащали турбины для АЭС всережимными системами ЭГСР с вводом информации р показателях теплового и механического состояний турбины. На вход ЭГСР может подаваться задание по изменениям режима от УВМ или программного задатчика.
На рис. 1.10 представлены возможные программы (задания) регулирования турбоустановки мощного энергоблока.
Существуют некоторые противоречия при проектировании турбин с учетом повышенных маневренных свойств [17, 49, 99]. Например, расположение органов парораспределения на цилиндрах предельно уменьшает - паровые объемы за клапанами, но ухудшает условия прогрева. Двухпоточная конструкция цилиндров, напротив, увеличивает паровые объемы. Нужно выбирать варианты конструкции исходя из режимов работы в течение всего предстоящего срока службы.
Важными особенностями регулирования являются повышенные в сравнении с турбинами ТЭС значения динамической постоянной ротора,
особенно тихоходных агрегатов, что благоприятно влияет на их динамические свойства [49]. Вместе с тем отрицательное влияние на регулирование турбин может оказать значительная масса воды, которая содержится в пленке влаги, покрывающей поверхность проточной части влажнопаровых турбин.
Β некоторых переходных процессах с понижением давления в проточной части (сбросы нагрузки) происходит испарение пленки на свободной поверхности. Это увеличивает частоту вращения при сбросах нагрузки и усложняет импульсные разгрузки как способ противоаварийного управления энергосистемой.
На большинстве АЭС в настоящее время вводятся системы импульсной разгрузки турбин путем воздействия на регулирование турбоагрегата специальными электрогидропреобразователями [37, 49]. Импульсная разгрузка турбин служит эффективным средством повышения устойчивости работы и сохранения турбогенераторов в сети при аварийных и переходных режимах в энергосистеме, особенно при проходящих коротких замыканиях на ВЛ от АЭС.
Основным принципом регулирования энергоблоков с ВВЭР является первичное управление турбиной, которое обеспечивает эффективное участие энергоблока в регулировании частоты и мощности в энергосистеме. И только при отключении одного или двух главных циркуляционных и основных питательных насосов реализуется принцип первичного управления реактором.
В [57] обосновывается определение характеристик маневренности влажнопаровых турбин АЭС только термонапряженным состоянием «критических» элементов ЦВД, которыми могут быть, в зависимости от особенностей конструкции турбины и использованных материалов, фланец наружного корпуса или ротор ЦВД. На рис. 1.11 приведены оптимизированные графики пусков турбины К-1000-60/1500, а на рис. 1.12 — диапазоны допустимых изменений нагрузки из стационарных состояний этой же турбины без ограничения скорости изменения нагрузки.
Диапазон изменений нагрузок, определяемых термонапряженным состоянием турбины, без ограничения скорости переходного процесса, составляет не менее ±50% текущей нагрузки после длительной работы на этом уровне мощности.
Рис. 1.12. Диапазон изменения нагрузок турбины К-1000-60/1500, допустимых по термонапряженному состоянию ЦВД без ограничения скорости переходного процесса, при различном качестве изоляции наружного корпуса ЦВД [51]:
- —----------- стационарные разности температур по ширине фланцев 40° С; — · — ·то же 20 С
Таблица 1.4. Расчетная длительность нагружения влажнопаровых турбин АЭС с
Примечание, а — коэффициент температуропроводности металла; tфл| — предельно допустимое значение разности температур по толщине фланца; Hфл — ширина фланца; кэкв — эквивалентный коэффициент теплопередачи, учитывающий отток тепла от необогреваемой поверхности фланцев ЦВД через изоляцию в окружающую среду; tсном — номинальное значение температуры греющего пара перед нагружением.
Маневренные характеристики турбин зависят от типа ЦВД, температуропроводности и прочностных свойств металла корпуса и ротора ЦВД. Эти характеристики обусловливаются также размером некоторых элементов и конструкционно-технологическими особенностями (табл. 1.4).
Сооружаемые в настоящее время унифицированные энергоблоки с реакторами ВВЭР-1000 рассчитаны на более широкое участие в покрытии переменной части графиков нагрузки, так как они оснащены усовершенствованными системами: выведения борной кислоты из теплоносителя первого контура, внутриреакторного контроля за состоянием активной зоны, регулирования мощности, автоматического пуска турбин и т. д. Эти энергоблоки должны обеспечивать достаточно экономичную эксплуатацию при использовании установленной мощности свыше 4500 ч [37]. Характеристики маневренности этих блоков
приведены ниже:
%
Регулировочный диапазон допустимого изменения нагрузки, %:
в течение всего топливного цикла.......................................................................... 30—100
в конце (последняя треть) топливного цикла.......................................................................... 70—100
Допустимая скорость изменения нагрузки, % :
в диапазоне 10—70% ..................................... 3—4
в диапазоне 70—100% ........................................... 1 — 1,5
Допустимая скорость разогрева теплоносителя ЯППУ при пуске, К/ч.............................................................................. 20
Допустимое число изменений нормального режима за весь период эксплуатации:
остановок ЯППУ с расхолаживанием........... 130
полных сбросов мощности ЯППУ со скоростью до 2% ....................................................................... 5000
пусков ЯППУ из горячего состояния.......... 5000
пусков ЯППУ из холодного состояния......... 130
ступенчатых изменений мощности в пределах ±20% текущего значения................................. 150
ВВЭР при пусках из наиболее характерных температурных состояний по данным [57 ]
