Эксплуатация паротурбинных установок АЭС - Системы регулирования и защиты - Особенности

Отличительные свойства современных влажнопаровых турбин АЭС как объектов регулирования определяются течением влажного пара в этих турбинах и сравнительно низкими начальными параметрами свежего пара [10].
Для турбин АЭС характерен большой объемный расход пара по сравнению с турбинами ТЭС; все турбины АЭС имеют промежуточные выносные сепараторы-пароперегреватели. Вследствие этого в паровом тракте турбин аккумулируются большие массы воды и объемы пара, что резко повышает инерционность протекающих в таких турбинах процессов по отношению к управляющему воздействию парораспределительных органов.
Для того чтобы учесть влияние паровых объемов и водяных масс на динамические свойства турбоагрегатов, необходима с достаточной степенью точности определять количество воды на различных участках пароводяного тракта турбины в различных режимах работы, а также скорость парообразования (или конденсации) при различных изменениях давления пара, вызванных изменением расхода пара на турбину.
Точный учет влияния паровых объемов и водяных масс на динамические свойства турбоагрегатов становится еще более необходимым по мере роста единичной мощности турбин АЭС. При этом динамические характеристики турбины определяют схему расположения парораспределительных органов, которые вследствие их значительных размеров играют существенную роль в общей компоновке всего энергоблока.
Большое значение для турбин АЭС имеет точный расчет заброса частоты вращения при сбросе нагрузки и выбор конструкции и числа (места расположения) парозапорных органов на паропроводах промперегрева. При этом в зависимости от конкретных условий (энтальпия пара, паровые и водяные объемы в тракте), а также от допустимого заброса частоты вращения возможна (и необходима) установка на каждой нитке паропровода после промперегрева как стопорных, так и регулирующих клапанов, управляемых независимыми системами защиты и регулирования, или установка только стопорных (отсечных) парозапорных органов, которые могут управляться либо только системой защиты, либо системой регулирования. В тех случаях, когда разгон (заброс частоты вращения) ротора турбины не превосходит определенного значения, парозапорные органы в тракте промперегрева турбины АЭС могут не устанавливаться.
Таким образом, ясно, насколько важен точный расчет заброса частоты вращения при сбросе нагрузки.
Основные требования к системам регулирования и защиты турбин АЭС, так же, как и турбин ТЭС, сводятся к обеспечению надежной и безаварийной работы турбины во всем диапазоне эксплуатационных режимов.
Как указывалось выше, режимы работы турбин АЭС можно подразделить на установившиеся (стационарные) и неустановившиеся (нестационарные). К первой группе относятся те режимы, при которых турбина работает с постоянным или же медленно и незначительно изменяющимся расходом пара. Это все режимы работы турбины под нагрузкой, когда нагрузка не изменяется либо изменяется незначительно по сигналу оператора или управляющей машины в соответствии с диспетчерским графиком за достаточно большой промежуток времени. Ко второй группе относятся режимы работы турбины, связанные с большим изменением расхода пара: режимы пуска, останова, синхронизации, сброса и наброса нагрузки.
Рассмотрим требования к системам регулирования для влажнопаровых турбин АЭС [10].
Пусковой режим является наиболее продолжительным из всех нестационарных режимов работы турбины. Сложность управления этим режимом, невозможность или нежелательность проведения по месту многих технологических операций определяют стремление к максимальной автоматизации режима пуска турбины.
Одним из возможных вариантов на этом пути является создание регулятора скорости, который мог бы вступать в работу в самом начале разворота ротора турбины. Такой регулятор скорости, называемый всережимным регулятором, применен во многих системах регулирования турбин ХТЗ для АЭС. Всережимный регулятор значительно облегчает проведение пусковых операций, обеспечивая поддержание заданной частоты вращения на всем протяжении процесса пуска турбины.
Из аварийных режимов наиболее тяжелыми считаются режим сброса нагрузки, о котором кратко сказано выше, а также режим отработки аварийных сигналов от энергосистемной автоматики. В последнем режиме, связанном с поддержанием устойчивости энергосистемы, от турбоагрегата требуется быстрая разгрузка и подъем нагрузки, определяемые импульсными характеристиками.
Турбины АЭС являются весьма инерционными объектами регулирования, что обусловлено наличием больших паровых и водяных объемов, расположенных по тракту турбины. В этих условиях для получения нужных импульсных характеристик необходимо иметь регулирующие парозапорные органы после каждого значительного парового и водяного объема, что существенно усложняет систему регулирования и компоновку турбоагрегатов.
К системам регулирования турбин АЭС, работающих в энергосистемах СССР, предъявляются в настоящее время следующие требования: поддержание частоты вращения; поддержание давления пара перед турбиной [10, 20]. Первый из этих режимов ничем не отличается от соответствующего режима обычных ТЭС. Второй режим обеспечивается совместной работой системы регулирования турбины с системой регулирования реактора, воздействующей по интегральному закону на регулирующие клапаны турбины через медленно действующий механизм управления турбиной.
Оба режима могут обеспечиваться обычной гидравлической системой регулирования турбины. Интенсивная разработка электрогидравлических систем регулирования позволит значительно расширить возможности управления турбоагрегатами энергоблоков АЭС.
В то же время с точки зрения системы регулирования турбины АЭС должны рассматриваться как часть системы регулирования энергоблока в целом — еще в большей степени, чем на ТЭС.
Регулирование мощности реактора перемещением регулирующих стержней или изменением расхода замедлителя возможно только при ограниченных скоростях изменения возмущающих воздействий. Поэтому система регулирования и защиты турбины энергоблока АЭС должна обеспечить невозможность превышения скорости при изменении частоты сети или различных нарушениях работы турбины [10, 17].