Одним из наиболее важных требований, предъявляемых к регулированию электростанций, является необходимость в быстром изменении нагрузки при колебаниях частоты сети.
Рис. 6-19. Принципиальная тепловая схема третьего блока НВАЭС.
1 — реактор; 2 — компенсатор объема; 3 — ГЦН; 4 — парогенератор; 5 — главный паровой коллектор; 6 — регулирующие клапаны турбины; 7 — турбина; 8 — промежуточный сепаратор-пароперегреватель; 9 — конденсатор; 10 — ПНД; 11 — питательный насос; 12 — ПВД; 13 — БРУ-К.
В обычных блочных электростанциях на органическом топливе допустимую скорость изменения нагрузки в общем случае определяют парогенераторы. Современные системы регулирования турбин дают возможность в известной степени использовать аккумулирующую способность парогенератора для быстрого изменения нагрузки, когда это требуется сетью при изменении частоты. Но окончательно скорость изменения нагрузки блока, особенно в установках с промежуточным перегревом пара, определяется парогенератором.
Рис. 6-20. Динамические характеристики блока при возмущении регулирующими клапанами турбины.
а — увеличение открытия регулирующих клапанов турбины 10 при работе двух турбин; б — увеличение открытия регулирующих клапанов при работе одной турбины 9; в — уменьшение открытия регулирующих клапанов турбины 10 при работе двух турбин; г — уменьшение открытия регулирующих клапанов при работе одной турбины 9; 1 — положение регулирующих клапанов турбины 10; 2 — мощность турбины 10; 3 — мощность турбины 9; 4 — суммарная мощность двух турбин блока; 5 — расход пара из парогенератора 1; 6 — давление пара в главном паровом коллекторе; 7 — давление пара в парогенераторе 1; 8 — температура теплоносителя на выходе из парогенератора; 9 — температура теплоносителя на входе в парогенератор; 10 — средняя разность температур теплоносителя; 11 — положение регулирующих клапанов турбины 9; 12 — средняя температура теплоносителя; 13 — уровень в компенсаторе объема.
Из-за постоянной температуры в реакторе при нормальных изменениях нагрузки в нем не возникает трудностей, связанных с температурными напряжениями. Поэтому на АЭС во все возрастающей степени максимальная скорость изменения нагрузки определяется турбиной и (в двухконтурных АЭС) парогенератором.
Для изучения возможности эффективного участия блоков АЭС в регулировании частоты сети ВТИ проведено исследование регулировочных характеристик блока с реактором ВВРд-440 [15]. Испытания проводились на выполненном по «дубль-блочной» схеме третьем блоке НВАЭС (рис. 6-19). Динамические характеристики снимались в виде кривых разгона при возмущениях регулирующими клапанами турбины и группой регулирующих кассет реактора; амплитуда возмущения составляла 0,10—0,20 исходной мощности блока, которая варьировалась.
Динамические характеристики блока при возмущении регулирующими клапанами одной из турбин показаны на рис. 6-20. Регулятор мощности блока отключался. Положение регулирующих клапанов второй турбины и положение регулирующей группы кассет (заданная мощность блока) не менялось.
При открытии регулирующих клапанов турбины за счет тепла, аккумулированного во втором контуре, пропуск пара в турбину и мощность ее быстро возрастают (рис. 6-20,а). Отбор тепла из второго контура увеличивается, давление и температура насыщения пара в парогенераторах снижаются. Количество тепла, отбираемого от теплоносителя первого контура, возрастает, его температура на выходе из парогенераторов и на входе в активную зону реактора падает. Благодаря отрицательному температурному коэффициенту реактивности теплоносителя в реакторе освобождается дополнительная реактивность и мощность реактора возрастает. Средняя разность температур теплоносителя в горячих и холодных нитках парогенераторов увеличивается, а вместе с ней возрастает и тепловая мощность, передаваемая из первого контура во второй. Из-за отрицательного мощностного коэффициента реактивности мощность реактора стабилизируется на более высоком уровне при неизменном положении регулирующих кассет. Мощность второй турбины блока несколько снизилась из-за падения давления в главном паровом коллекторе.
Принципиально те же результаты получаются и при работе блока с одной турбиной (рис. 6-20,6). При частичном прикрытии регулирующих клапанов турбины (рис. 6-20,в) мощность блока стабилизируется на более низком уровне. Динамические характеристики блока при возмущении группой регулирующих кассет реактора показаны на рис. 6-21. Во время опытов работала только одна из двух турбин блока. Положение ее регулирующих клапанов не менялось.
Результаты испытаний показывают, что при возмущении группой регулирующих кассет (нагрузкой реактора) сказывается значительная тепловая инерционность первого и второго контуров и мощность блока начинает изменяться только через 15 20 с с момента приложения возмущения, переходный процесс протекает монотонно и завершается через 3—3,5 мин, в то время как при возмущении регулирующими клапанами изменение мощности протекало сразу после возмущения практически в темпе перемещения клапанов.
В целом исследования ВТИ показали, что благодаря высокой приемистости и значительному саморегулированию мощности блоки с реакторами ВВРд-440 могут эффективно использоваться для отработки аварийных режимов в энергосистемах и участвовать в регулировании частоты и мощности.
На рис. 6-22 показан переходный процесс на АЭС "Окони" с ВВРд при изменении задания по мощности со скоростью примерно 0,1Рэном/мин, характерной в диапазоне (0,95-0,20) Рэном. Отклонение давления свежего пара от его номинального значения р0=6,2 МПа составило меньше Δρ0=0,3 МПа, а отклонение средней температуры теплоносителя менее 2°С. Такое высокое качество переходных процессов в значительной степени определяется структурой общеблочного регулирования (см. § 6-2), где при изменении задания по мощности блока соответствующие управляющие воздействия вводятся одновременно в контуры регулирования реактора, парогенераторов и турбины и лишь корректируются по отклонениям давления свежего пара и средней температуры теплоносителя первого контура.
Рис. 6-21. Динамические характеристики блока при возмущении группой регулирующих кассет реактора.
а — сброс нагрузки; б — наброс нагрузки; 14 — положение группы регулирующих кассет реактора; 15 — давление в первом контуре; остальные обозначения те же, что и на рис. 6-20.
Рис. 6-22. Переходный процесс на АЭС «Окони» с ВВРд при плавном изменении задания по мощности.
1 — электрическая мощность; 2 — мощность реактора; 3 — средняя температура теплоносителя; 4 — давление свежего пара; 5 — расход питательной воды в первой петле; 6 — расход питательной воды во второй петле.
Энергоблок АЭС «Мюльхайм-Кёрлих» с общеблочным регулированием моделировался на гибридном аналого-цифровом вычислительном устройстве. На аналоговой части моделировались реактор с его СУЗ, парогенератор с питательной магистралью и паропроводами свежего пара, турбина, основные элементы общеблочного регулирования. На цифровой части моделировалось изменение температуры питательной воды на входе в парогенератор, изменение положения регулирующих стержней в зависимости от нагрузки и т. д.
Рис. 6-23. Переходный процесс на АЭС «Мюльхайм-Кёрлих» с ВВРд после скачкообразного изменения задания по мощности.
1 — нейтронный поток; 2 — средняя температура теплоносителя; 3 — расход питательной воды; 4 — давление свежего пара перед турбиной; 5 — мощность генератора.
На рис 6-23 показан переходный процесс после скачкообразного изменения задания по мощности на 0,1Рэном. Одновременная подача управляющих сигналов в контуры регулирования реактора, парогенераторов и турбины с коррекцией по давлению свежего пара и на этой установке обеспечивают удовлетворительное протекание переходных процессов.
При вводе в эксплуатацию АЭС «Вюргасен» с ВВРк Рэ=660 МВт была проведена серия опытов для оптимизации настройки систем регулирования давления и мощности. На рис. 6-24 представлены кривые переходного процесса после возмущения, нанесенного быстрым (за 1 с) открытием БРУ-К при нагрузке на установившемся режиме 0,52 Рэном. Результатом возмущения явилось увеличение на 8,5% расхода пара из реактора и падение давления перед турбиной. Система регулирования давления прикрыла регулирующие клапаны турбины, и электрическая мощность снизилась на 72 МВт. После закрытия через 4 с БРУ-К исходный режим был восстановлен. При анализе кривых следует учесть, что переходный процесс, вызванный открытием БРУ-К, не успел закончиться, когда клапан БРУ-К закрылся. (Особенно хорошо это видно на кривой изменения давления в реакторе.)
Оптимизации системы регулирования мощности АЭС «Вюргасен» предшествовала настройка контура регулирования частоты вращения ГЦН. Так как расход теплоносителя примерно пропорционален частоте вращения ГЦН, а изменение нейтронного потока опережает изменение расхода теплоносителя, параметры настройки регулирования частоты вращения ГЦН выбраны из условия получения апериодического процесса. Опытные кривые на рис. 6-24,б отвечают изменению задания по частоте вращения ГЦН на 2,16 с-1 за 5 с. Переходный процесс закончился через 20 с после возмущения.
После экспериментальной корректировки расчетных параметров настройки регулятора мощности были проведены гарантийные испытания системы регулирования в целом.
Опыты проводились в диапазоне нагрузок (0,55 — 0,80) Мощность реактора в тот период была ограничена на уровне 0,82 Рэном и вычислительное устройство для управления регулирующими стержнями реактора не было задействовано.
Переходный процесс при изменении задания по мощности 0,12 Рэном/мин (80 МВт/мин) с 540 до 370 МВт показан на рис. 6-24 (из рисунка видно, что все параметры меняются монотонно).
Рис. 6-24. Переходные процессы на АЭС «Вюргасен» с ВВРк.
а — после быстрого открытия БРУ-К: 1 — мощность генератора; 2 — расход, пара; 3 — нейтронный поток; 4 — давление свежего пара перед турбиной; 5 — давление в реакторе; б — вызванные изменением задания по частоте вращения ГЦН; в — вызванные плавным изменением задания по мощности; г — вызванные скачкообразным изменением задания по мощности: 1 — метки изменения задания; 2 — мощность; 3 — задание по мощности; 4 — нейтронный поток; 5 — расход пара; 6 — расход питательной воды; 7 — расход через активную зону; 8 — частота вращения ГЦН; 9 — сигнал регулятора мощности; 10 — уровень в реакторе; 11 — частота вращения турбины; 12 — давление в реакторе; 13 — сигнал регулятора давления; 14 — положение регулирующего клапана турбины; 15 — положение клапана БРУ-К; д — вызванные быстрым изменением задания по мощности: 1— давление в реакторе; 2 — давление свежего пара перед турбиной; 3 — нейтронный поток; 4 — расход пара; 5 — активная мощность генератора; 6 — частота вращения ГЦН-1; 7 — частота вращения ГЦН-2.
Рис. 6-25. Переходный процесс на АЭС «Библис А».
а — при изменении нагрузки со скоростью 0,1 Рэном/мин; б — при сбросе полной нагрузки; /—мощность генератора; 2 — мощность реактора; 3 — максимальный нейтронный поток; 4 — средняя температура теплоносителя; 5 — давление теплоносителя; 6 — ввод бора; 7 — ввод деионата; 8 — уровень в компенсаторе объема; 9 — давление свежего пара в коллелкторе; 10 — расход свежего пара; 11 — уровень в парогенераторе.
Серия опытов должна была показать возможность участия энергоблока АЭС в первичном регулировании частоты сети. В диапазоне нагрузок от 460 до 360 МВт наносилось возмущение в виде скачка нагрузки 0,05 Рэном/с в обе стороны, что при неравномерности регулирования δ=0,05 эквивалентно возмущению, вызванному изменением частоты в энергосистеме на ±125 мГц. Результаты эксперимента приведены на рис. 6-24,а.
Эффект воздействия ограничения скорости нагружения при больших возмущениях отчетливо виден на кривых рис. 6-24,д. В диапазоне от 380 до 460 МВт задание по мощности изменялось со скоростью 0,275 Рэном/мин. Ограничение по нейтронному потоку во время опытов было выставлено на уровне 82,5%. При Достижении этого предельного значения дальнейший подъем частоты вращения ГЦН прекращался и вновь допускался лишь при снижении нейтронного потока до уровня 80%.
Новое заданное значение мощности достигается только через 20 с, но зато нейтронный поток все время остается ниже уставки срабатывания защиты на отключение реактора.
При вводе в эксплуатацию АЭС «Библис А» была проведена серия опытов по определению динамических характеристик блока при плавных и скачкообразных изменениях нагрузки электрического генератора. Некоторые результаты приведены на рис. 6-25 [97].
При плавном уменьшении нагрузки блока Рэ со скоростью 10%/мин от 880 до 440 МВт (рис. 6-25,а) мощность реактора вначале снижалась регулирующими стержнями. Затем вступило в работу жидкостное борное регулирование и стержни автоматически возвратились в положение, определяемое нагрузкой блока и не зависящее от выгорания и отравления. Этим обеспечивается уменьшение перекоса энерговыделения в активной зоне реактора. В течение всего переходного процесса давление теплоносителя и уровень в компенсаторе объема оставались почти постоянными. Давление свежего пара несколько увеличилось, средняя температура теплоносителя сохранилась практически неизменной.
При нагрузках 30, 50, 80 и 100% номинальной были проведены сбросы нагрузки до уровня собственных нужд (Рэ=50 МВт) и до нуля. Переходный процесс после полного сброса нагрузки показан на рис. 6-25,6. При отключении генератора от сети нагрузка его скачком упала до нуля. Регулирующими стержнями мощность реактора в течение 15 с была уменьшена до 35% номинальной. Дальнейшее ее снижение осуществлялось регулированием температуры теплоносителя. Клапаны БРУ-К открылись очень быстро, что обеспечило удержание давления свежего пара в допустимых пределах. Максимальное повышение частоты вращения турбины составило около 12 %.
При нарушениях режимов работы АЭС, когда определенные параметры достигают установленных предельных значений, системы защиты турбины и реактора отключают их, с максимальной скоростью уменьшая расход пара и выработку энергии. Так, например, важнейшей регулируемой величиной для кипящего реактора является давление рр. Очень малые изменения давления пара над кипящей водой, служащей замедлителем и теплоносителем, вызывают изменение объема паровой фазы, а значит, и замедляющих свойств воды, что ведет к изменению реактивности и мощности установки.
По соображениям безопасности допустимые изменения давления сильно ограничиваются. Так, к аварийному отключению реактора при номинальном давлении, например равном рр=7,0 МПа, приводит достижение следующих значений:
падение давления до 6,5—6,2 МПа менее чем за 5 с;
повышение давления до 7,4 МПа;
рост потока нейтронов до 120% номинального значения.
Если при отключении реактора дальнейшая работа турбины становится ненужной, а в ряде случаев даже опасной, то стопорные клапаны турбины должны автоматически закрываться. На АЭС стремятся при отключении турбины избежать отключения реактора с тем, чтобы после устранения причин, иногда незначительных, вызвавших срабатывание защиты турбины, можно было нагрузить ее как можно скорее.
Б случае аварий в энергосистеме вне АЭС, приводящих к отключению генератора, должно быть обеспечено безусловное сохранение собственных нужд электростанции. При этом после устранения причин, вызвавших отключение генератора, в распоряжении энергосистемы оказывается полная мощность АЭС, что позволяет уменьшить масштабы нарушения энергоснабжения сетевого района.
На ТЭС при сбросе полной нагрузки с отключением генератора от сети и системы собственных нужд основным требованием является условие, чтобы максимальное повышение частоты вращения оставалось ниже настройки предохранительных выключателей турбины. Парогенератор ТЭС при нормально работающих БРОУ и предохранительных клапанах успешно справляется с полным сбросом нагрузки. При сбросах же нагрузки на АЭС необходимо подтвердить не только надежность турбоустановки, но и реактора, так как повышение давления в первом контуре может привести к его аварийному отключению.
Так, например, в первых опытах по сбросу нагрузки с выделением генератора на шины собственных нужд АЭС «Гундремипген» реактор ВВРк был отключен вследствие роста потока нейтронов, который был обусловлен наложением двух процессов: во-первых, увеличением потока нейтронов вследствие нарастания давления в реакторе и, во-вторых, увеличением частоты тока в сети собственных нужд из-за повышения частоты вращения ротора генератора в переходном процессе. Это вызывает увеличение частоты вращения нерегулируемых асинхронных двигателей, приводящих циркуляционные насосы, которые увеличивают свою подачу, и поток нейтронов растет вследствие отрицательного коэффициента реактивности из-за уменьшения объема паровой фазы.
Опыты также показали, что с увеличением числа перепускных клапанов, открывающихся после отключения турбины, нарастание потока нейтронов может быть уменьшено лишь незначительно, так как оно приблизительно пропорционально скорости повышения давления в реакторе, а не абсолютному отклонению давления от его номинального значения. Рост потока нейтронов из-за повышения частоты на шинах собственных нужд электростанции может быть ограничен отключением одного из насосов, для чего потребовалось внести соответствующие изменения в электрическую схему включения насосов.
При разработке регулирования турбин насыщенного пара должны быть приняты во внимание особые динамические свойства этих турбин, обусловленные в основном большим объемным пропуском пара и наличием не только паровых, но и водяных объемов в паровом тракте. В частности, это определяет заброс частоты вращения ротора турбины после внезапного сброса полной нагрузки.
Обычно принимается, что после сброса полной нагрузки, например в результате отключения турбогенератора от сети, для того чтобы избежать срабатывания защиты от недопустимого разгона, необходимо выполнение условия
где nМакс — максимальная частота вращения в переходном процессе; nп.в— уровень срабатывания предохранительных выключателей; n0 — номинальная частота вращения ротора турбины.
Кроме того, при конструировании турбины обычно рассчитывается максимальная частота вращения, которая достигается после сброса полной нагрузки при одновременном отказе системы регулирования частоты вращения.
Первое требование проще всего удовлетворяется при наивысшей возможной настройке срабатывания предохранительных выключателей, а второе — минимум повышения частоты вращения при указанных условиях — напротив, при наинизшей их настройке. Обычно уровень настройки предохранительных выключателей составляет (1,10—l,12)n0.
Следует отметить, что уже первые опыты по сбросу полной нагрузки с отключением от сети турбин насыщенного пара дали необычно высокие динамические забросы частоты вращения, хотя параметры, определяющие переходный процесс, — момент инерции ротора, быстродействие регулирования, внутренние паровые объемы находились в обычных границах.
Два дополнительных обстоятельства определяют высокий заброс частоты вращения в турбинах насыщенного пара:
вскипание и испарение конденсата в корпусе турбины, трубопроводах и т. п. при снижении давления после сброса нагрузки;
испарение конденсата из-за интенсивного подвода тепла к нему от горячих стенок корпуса турбины.
Оба эти процесса дают дополнительное количество пара, который и приводит к значительному перерегулированию (рис. 6-26,а). Так, например, в турбине АЭС «Гарильяно» (Рэ=160 МВт, n0= 25 с-1) повышение частоты вращения составило 114,5%.
На рис. 6-26,6 показано влияние указанных выше причин перерегулирования на примере АЭС «Каль» (А=16 МВт) [151].
По расчетам фирмы ББЦ [144] заброс частоты вращения для турбины насыщенного пара (Рэ=180 МВт, n0=50 с-1) при сепараторе-пароперегревателе и рразд=0,45 МПа при полном сбросе нагрузки составляет 20% (рис. 6-26,б), причем дополнительное испарение в тракте ЦВД—ЦНД происходит настолько медленно, что максимум частоты вращения турбины достигается через 40 с после сброса нагрузки.
В турбинах насыщенного пара наряду с внешними сепараторами часто предусматривается промежуточный перегрев пара. Из-за значительного аккумулирования энергии в тракте от ЦВД к ЦНД турбины насыщенного пара, как правило, без дополнительной парозапорной арматуры не могут удержать сброс полной нагрузки.
Так, например, по опытам, проведенным на АЭС «Каль», максимальное повышение частоты вращения после установки отсечной арматуры уменьшилось со 113 до 110,7%. Расчеты [151] показали, что для 17-ступенчатой турбины установка обводного клапана после 12-й ступени уменьшает заброс частоты вращения на Δn/n0=1,6%, а отсечной клапан позволяет снизить nмакс/n0 на 4%.
В турбине фирмы ББЦ установка отсечной заслонки перед ЦНД позволила, как показали опыты, снизить повышение частоты вращения при полном сбросе нагрузки до Δn/n0=5%, динамическое перерегулирование при этом практически не наблюдалось (рис. 6-26,б).
Результаты расчета динамического повышения частоты вращения турбины насыщенного пара Рэ=1200 МВт приведены на рис. 6-27
[104]. Даже при сбросе нагрузки с сохранением собственных нужд частота вращения повышается на 15%. При настройке предохранительных выключателей на несколько большую частоту вращения и срабатывании их при вышедшей из строя системе регулирования максимальная частота вращения достигла бы 1,35 n0. Поэтому требуются специальные меры по снижению динамического повышения частоты вращения, эффект действия которых показан на рис. 6-27.
Рис. 6-27. Влияние различных мероприятий на переходный процесс после сброса полной нагрузки турбины насыщенного пара мощностью 1200 МВт.
I — сброс нагрузки до холостого хода; II — сброс нагрузки до собственных нужд; III — при наличии стопорных заслонок; 1 — изменение настройки предохранительных выключателей; 2 — срыв вакуума; 3 — БРУ-К.
Рис. 6-28. Мероприятия по снижению динамического повышения частоты вращения.
1 — схема выбора настройки предохранительных выключателей; 2 — БРУ-К; 3 — клапан срыва вакуума.
Рис. 6-29. Переходные процессы после сброса полной нагрузки турбин с сохранением собственных нужд.
1 — АЭС «Штаде» со срывом вакуума; 2 — АЭС «Борселе» со срывом вакуума; 3 — АЭС «Вюргасен»; 4 — АЭС «Гундреминген»; 5 — АЭС «Обригейм» со стопорными заслонками.
Значительный эффект дает снижение настройки дополнительных предохранительных выключателей до 1,05 п0 и применение специальной схемы (рис. 6-28), которая при достижении этой частоты вращения пропускает импульс на закрытие стопорных клапанов только, если регулирующие клапаны в этот момент еще не закрываются, т. е. в случае отказа системы регулирования [77, 78]. При нормальной работе регулирования указанный импульс не проходит, что дает возможность сохранить собственные нужды после сброса нагрузки. Рассмотренный метод позволяет снизить заброс частоты вращения примерно на 10%.
Срыв вакуума и повышение абсолютного давления в конденсаторе после сброса нагрузки до 20 кПа снижают максимальную частоту вращения на 2—3% благодаря увеличению потерь трения и вентиляции.
При наличии БРУ-К через короткий промежуток времени после сброса нагрузки аккумулированный пар в ЧВД сбрасывается в конденсатор. Эффект воздействия БРУ-К зависит главным образом от ее пропускной способности и в рассматриваемом примере составил 2%.
Наибольший эффект дает закрытие стопорных заслонок на паропроводах от сепаратора- пароперегревателя к ЧНД, так как только в этом случае энергия, запасенная в ЧВД и сепараторе-пароперегревателе, практически не расходуется на разгон ротора.
Перечисленные мероприятия используются в различных комбинациях, как этого требуют особенности различных установок. На рис. 6-29 показаны результаты проведенных на ряде АЭС ФРГ испытаний на сброс нагрузки с сохранением собственных нужд. На АЭС «Штаде» применялись срыв вакуума и упомянутая выше специальная схема подачи импульса от предохранительных выключателей, на АЭС «Гундреминген» — стопорные заслонки и срыв вакуума. На АЭС «Вюргасен» и «Обригейм», где из-за отсутствия вторичного перегрева аккумулирующие емкости сравнительно невелики, перечисленные меры не использовались. На всех установках удалось сохранить собственные нужды после сброса нагрузки.
