Трухний А.Д. Паротурбинная установка блоков Балаковской АЭС

Подождите немного. Документ загружается.

Глава пятая

СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ

5.1. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ

ПОСТРОЕНИЯ СИСТЕМЫ

РЕГУЛИРОВАНИЯ ТУРБИНЫ

И ЕЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

5.1.1. Паровая турбина как объект

регулирования

Мощные паровые турбины АЭС используются

в качестве первичных двигателей для привода син-

хронных электрических генераторов. Так как выра-

батываемая электрическая энергия нигде в энерго-

системе не аккумулируется, то ее производство

в любой момент времени должно соответствовать

потреблению. Критерием этого соответствия явля-

ется постоянство частоты сети — параметра, значе-

ние которого в установившемся режиме одинаково

для любой точки энергосистемы. Номинальное зна-

чение частоты сети в России равно 50 Гц и должно

поддерживаться с высокой точностью.

Частота переменного тока определяется

частотой вращения приводимого турбиной син-

хронного генератора и связана с ней соотношением

(5.1)

где ρ — число пар полюсов генератора.

При ρ = 1 частоте сети f= 50 Гц соответствует

(3000 об/мин). Генераторы, приводимые

во вращение тихоходными турбинами с

имеют две пары полюсов.

Требование постоянства частоты определяет

одну из основных задач регулирования турбины:

сохранение частоты вращения ротора турбогенерато-

ра и, следовательно, турбины постоянной и близкой к

номинальной, несмотря на изменения нагрузки.

Для выполнения этой и ряда других задач, кото-

рые будут рассмотрены в дальнейшем, паровые

турбины снабжаются системами автоматиче-

ского регулирования (САР).

Рис. 5.1. Моментные характеристики турбины (/ и 4)

и генератора (2 и 3), статическая характеристика турбо-

агрегата (5)

Рассмотрим некоторые свойства турбины как

объекта регулирования. На рис. 5.1 представлены

кривые изменения крутящего момента Л/

, разви-

ваемого паром, расширяющимся в турбине (кривая

/), и тормозящего момента сопротивления на валу

генератора М

(кривая 2). Моментная характеристи-

ка турбины построена для постоянного расхода

пара, что при неизменных параметрах пара соответ-

ствует определенному открытию регулирующих

клапанов.

Установившемуся режиму работы, при котором

соответствует пересечение моментных

характеристик в точке а при частоте вращения п

При изменении нагрузки электрической сети,

например при отключении некоторых потребите-

лей, характеристика генератора сместится в поло-

жение, определяемое кривой 3. Если параметры

пара и положение регулирующих клапанов тур-

бины останутся неизменными, то новый стационар-

ный режим работы турбоагрегата будет достигнут

в точке b. Таким образом, турбина и генератор

могут переходить от одного устойчивого режима

работы к другому без какого-либо воздействия

на них за счет одного лишь саморегулирова-

ния. Саморегулирование определяется тем, что в

170 СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ [Гл 5

точке пересечения моментных характеристик с уве-

личением частоты вращения момент турбины

уменьшается, а момент генератора возрастает.

При отсутствии автоматического регулирования

все возможные установившиеся режимы работы

турбоагрегата соответствуют линии /, которая явля-

ется в этом случае его статической характеристи-

кой. Следует, однако, заметить, что возникающие

в процессе саморегулирования изменения частоты

вращения недопустимо велики в отношении как

качества отпускаемой электрической энергии, так

и надежности турбины и генератора. Возникает,

следовательно, необходимость управлять турбиной

таким образом, чтобы частота вращения ротора

оставалась постоянной или изменялась в заданных

узких пределах.

При нарушении установившегося режима работы

угловое движение валопровода турбоагрегата опи-

сывается уравнением

(5.2)

где — суммарный момент инерции валопровода,

; — угловое ускорение валопровода,

Из уравнения (5.2) следует, что восстановление

установившегося режима возможно только измене-

нием одного из моментов или . Воздействие

на удаленных и рассредоточенных потребителей

электрической энергии в целях изменения их мощ-

ности, конечно, невозможно, если не считать авто-

матическую частотную разгрузку в

энергосистеме. Поэтому для паровых турбин оста-

ется единственный способ регулирования — воз-

действие на момент, развиваемый паром на рабочих

лопатках. Иными словами, при изменении нагрузки

сети и смещении характеристики генератора следует

также сместить и характеристику турбины (см.

рис 5.1, кривая 4) изменением расхода пара. Новый

равновесный режим работы будет достигнут в точ-

ке с при частоте вращения лишь незначительно

превышающей

Все возможные установившиеся режимы работы

турбоагрегата при совместном изменении характе-

ристик турбины и генератора определяются линией

5, которая является статической характеристикой

управляемого турбоагрегата.

Допуская некоторое небольшое отклонение час-

тоты вращения от заданного значения, можно

использовать его в качестве командного импульса

для автоматического управления турбиной. На этом

фундаментальном принципе управления по откло-

нению регулируемого параметра построены все без

исключения системы регулирования частоты вра-

щения турбин. Для повышения быстродействия

в них могут быть использованы дополнительные

Рис. 5.2. Принципиальная схема регулирования с одно-

кратным усилением:

/ — регулятор частоты вращения, 2 — отсечной золотник

3 — сервомотор, 4 — регулирующий клапан, 5 — груз регуля-

тора, 6 — пружина

импульсы по угловому ускорению или по

нагрузке (возмущению).

5.1.2. Статическая характеристика

регулирования

Рассмотрим принципиальную схему регулирова-

ния турбины с центробежным регулятором

частоты вращения, представленную на рис. 5.2.

С ростом частоты вращения центробежные силы

грузов увеличиваются, муфта (указатель) регулято-

ра / поднимается, сжимая пружину и поворачивая

рычаг АВ вокруг точки В. Соединенный с рычагом в

точке С отсечной золотник 2 смещается из

среднего положения вверх, за счет чего верхняя по-

лость гидравлического сервомотора 5 сооб-

щается с напорной линией, а нижняя — со сливной.

Перепад давлений рабочей жидкости на поршне

сервомотора возрастает, и поршень перемещается

вниз, прикрывая регулирующий клапан 4 и умень-

шая пропуск пара в турбину. Одновременно с помо-

щью обратной связи (правый конец рычага АВ свя-

зан со штоком поршня сервомотора) золотник воз-

вращается в среднее положение, чем стабилизиру-

ется переходный процесс и обеспечивается устой-

чивость регулирования. При снижении частоты вра-

щения процесс регулирования протекает аналогич-

но, но с увеличением пропуска пара в турбину.

§ 5.1] ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ТУРБИНЫ И ЕЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ 171_

Совокупность установившихся режимов работы

турбины и положений органов ее системы регули-

рования изображается с помощью развернутой

статической характеристики регулиро-

вания (рис. 5.3).

Зависимость перемещения муфты регулятора от

частоты вращения в квадранте // диаграммы

представляет собой статическую характеристику

регулятора частоты вращения, полностью опреде-

ляемую конструкцией последнего.

Так как на всех установившихся режимах работы

отсечной золотник занимает одно и то же среднее

положение, в котором он отсекает подвод масла из

напорной линии к полостям сервомотора, то поло-

жение точки С оказывается неизменным, а зависи-

мость хода сервомотора от перемещения муфты

регулятора будет прямолинейной (квадрант

///диаграммы).

Наконец, в квадранте IV дана зависимость выра-

батываемой электрической мощности от хода сер-

вомотора определяемая при неизменных

параметрах пара.

По характеристикам квадрантов //—IV диаграм-

мы простым построением, показанным на рис. 5.3

штриховыми линиями, в квадранте / находим зави-

симость связывающую регулируемый

параметр — частоту вращения с мощностью. Это

и есть собственно статическая характери-

стика регулирования частоты вращения,

имеющая важнейшее значение для работы турбины

как в изолированной электрической сети, так и па-

раллельно с другими агрегатами в общей энерго-

системе.

Как следует из статической характеристики

регулирования, при изменении мощности частота

вращения не остается постоянной, а несколько сни-

жается с ростом мощности. При изменении нагрузки

Рис. 5.3. Развернутая статическая характеристика регу-

лировании

Рис. S.4. Статическая характеристика регулиро-

вания с повышенной местной неравномерностью

при малых и больших нагрузках

от номинальной до нуля (холостой ход) статическая

(установившаяся) ошибка или неравномер-

ность регулирования составляет

Наклон статической характеристики регулирова-

ния определяется отношением статической ошибки

к номинальной частоте вращения т.е. величиной

(5.3)

называемой степенью неравномерности

(статизмом) регулирования частоты

вращения турбины. В соответствии с

ГОСТ 24277-91 «Установки паротурбинные ста-

ционарные для атомных электростанций. Общие

технические условия» при номинальных парамет-

рах пара При меньших значениях

степени неравномерности трудно обеспечить доста-

точную устойчивость регулирования, а при боль-

ших ее значениях ухудшается точность регулирова-

ния и возрастает динамическое повышение

частоты вращения при сбросах нагрузки. Тем

не менее в современных электрогидравлических

системах регулирования мощных паровых турбин

ТЭС и АЭС имеется возможность оперативно изме-

нять степень неравномерности регулирования

в пределах

Под рациональной статической характеристикой

в настоящее время иногда понимают характеристику,

имеющую участки с разной крутизной, которая

характеризуется местной степенью неравно-

мерности

(5.4)

Повышенная местная неравномерность обычно

выбирается при малых нагрузках в области холо-

стого хода и при больших нагрузках, близких к номи-

нальной (рис. 5.4). Согласно ГОСТ 24277-91 при

Г72 СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ [Гл. 5

местная степень неравномерности

не регламентируется, а при она

не должна превышать среднее значение более чем

в 3 раза. Кроме того, при работе на всех нагрузках

должно быть обеспечено что продикто-

вано необходимостью исключить очень пологие

участки статической характеристики, на которых

теряется устойчивость.

5.1.3. Нечувствительность

регулирования

При построении развернутой статической харак-

теристики принималось, что все ее зависимости

являются однозначными. В реальных системах это

не выполняется. Статические характеристики неко-

торых элементов и системы в целом, полученные

при нагружении и разгружении турбины, не совпа-

дают (рис. 5.5), что свидетельствует о нечувст-

вительности регулирования, характеризуе-

мой степенью нечувствительности по час-

тоте вращения

Основной вклад в появление нечувствительно-

сти вносят силы трения в регуляторах устаревших

конструкций, передаточных механизмах, золотни-

ках, сервомоторах, регулирующих клапанах, а также

люфты в шарнирных соединениях, перекрыши

на окнах отсечных золотников.

С ростом нечувствительности процесс регулиро-

вания ухудшается: снижается его точность, воз-

можно возникновение автоколебаний. Поскольку

степень нечувствительности в значительной мере

характеризует совершенство системы регулирова-

ния, она регламентируется ГОСТ 24277-91. Для тур-

бин АЭС с гидравлическими системами регулирова-

ния степень нечувствительности устанавливают в

технических условиях (ТУ) на турбины конкретных

типоразмеров. В электрогидравлической системе

регулирования должно быть обеспечено

Современная тенденция ужесточения требова-

ний по нечувствительности ставит перед конструк-

Рис. 5.5. Статическая характеристика регулирования

при наличии нечувствительности

Рис. 5.6. Принципиальная схема регулирования с двумя

звеньями усиления и гидравлическими связями

торами систем регулирования турбин непростую

задачу. Одним из путей ее решения является прак-

тически полный отказ от механических связей

в системе регулирования и замена их гидравличе-

скими или электрическими.

В качестве примера на рис. 5.6 представлена

принципиальная схема регулирования турбины

с двумя звеньями усиления и гидравлическими свя-

зями. Управляемый проточным золотником регу-

лятора частоты вращения дифференциальный сер-

вомотор первой ступени усиления выполнен как

единое целое с отсечным золотником главного сер-

вомотора, перемещающего регулирующие клапаны.

Все прямые и обратные связи в системе регулирова-

ния выполнены гидравлическими.

Масло с давлением р

из напорной линии подво-

дится в полость под поршнем дифференциального

сервомотора и через дроссель постоянного сечения

площадью поступает в импульсную линию, отку-

да сливается через три параллельно включенные

сечения, регулируемые золотником регулятора (f

конусом самовыключения дифференциального сер-

вомотора if) и конусом обратной связи главного

сервомотора (/1). С ростом частоты вращения золот-

ник регулятора увеличивает сливное сечение f

Давление в импульсной линии р

падает, равнове-

сие дифференциального сервомотора нарушается,

и он перемещается вверх, конусом самовыключения

уменьшая сливное сечение и восстанавливая

давление р

. Вместе с дифференциальным серво-

мотором вверх смещается и отсечной золотник

§ 5.1) ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ТУРБИНЫ И ЕЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ 173

главного сервомотора. Сервомотор, прикрывая

регулирующие клапаны, движется вниз до тех пор,

пока его обратная связь, изменяющая сечение f

и воздействующая через импульсную линию на

дифференциальный сервомотор, не вернет отсечной

золотник в среднее положение.

Из условия равновесия дифференциального сер-

вомотора имеем р

= const. В установившемся

режиме работы, кроме того, и , откуда сле-

дует, что или иначе т.е.

изменение сливного сечения, управляемого регуля-

тором, компенсируется изменением сечения обрат-

ной связи главного сервомотора.

5.1.4. Механизм управления

турбиной

Частота электрического тока в энергосистеме

в соответствии с ГОСТ 13109-87 «Требования

к качеству электрической энергии в электрических

сетях общего назначения» должна непрерывно под-

держиваться на уровне (50 ± 0,2) Гц. Даже вре-

менно допускается отклонение частоты не более

±0,4 Гц. В то же время степень неравномерности

регулирования частоты вращения составляет 4—

5 %, чему соответствует изменение частоты, равное

2—2,5 Гц, т.е. значительно больше допустимого.

Кроме того, в еще более широких пределах прихо-

дится изменять частоту вращения турбины на холо-

стом ходу при синхронизации турбогенератора

перед включением его в сеть. Уже только поэтому

ясно, что в системе регулирования турбины необхо-

димо иметь устройство для изменения регулируе-

мого параметра — частоты вращения при работе

турбины на холостом ходу и в изолированной сети.

При работе в энергосистеме, когда частота враще-

ния турбины определяется частотой сети, поддер-

живаемой всеми параллельно работающими турбо-

агрегатами, это устройство, получившее название

механизм управления турбиной (МУТ),

дает возможность изменять ее мощность.

Одна из широко распространенных конструкций

МУТ показана на рис. 5.6 и представляет собой

механизм перемещения буксы золотника регуля-

тора частоты вращения.

Рассмотрим воздействие МУТ на статическую

характеристику регулирования. Пусть некоторому

установившемуся режиму работы турбины соответ-

ствуют точки / на развернутой статической харак-

теристике регулирования (рис. 5.7). Сместим буксу

золотника регулятора, например, вверх. Если

турбина работает в изолированной сети, ее мощ-

ность, а значит, положение главного сервомотора и

площадь сечения слива обратной связи f. остаются

Рис. 5.7. Смещение статической характеристики регу-

лирования в результате воздействия механизма управле-

ния турбиной

практически неизменными, т.е. Но так как в

этой схеме регулирования в статике выполняется

условие то должно быть Таким

образом, новый установившийся режим (точки 2 на

статической характеристике) соответствуют восста-

новлению взаимного положения золотника регуля-

тора и его подвижной буксы, перемещаемой МУТ,

что будет достигнуто при новой большей частоте

вращения.

Если турбина работает в объединенной энерго-

системе, это же воздействие МУТ приведет к воз-

растанию мощности турбины при неизменной час-

тоте вращения (режим, соответствующий точкам 3),

поскольку из условия следует, что умень-

шенная площадь сечения слива в регуляторе

должна быть скомпенсирована равным по абсолют-

ному значению увеличением площади сечения

слива обратной связи сервомотора при движении

его в сторону открытия регулирующих клапанов.

Таким образом, в обоих рассмотренных случаях

воздействие МУТ приводит к смещению характери-

стики передаточного механизма (/// квадрант), что,

в свою очередь, вызывает смещение статической

характеристики регулирования в /квадранте.

Как приспособление для изменения частоты вра-

щения МУТ используется при выполнении ответст-

венной операции — синхронизации генератора при

включении его в энергосистему. С этим связано дру-

гое, в прошлом даже более распространенное, наиме-

нование этого устройства — синхронизатор.

5.1.5. Параллельная работа

турбогенераторов

При параллельной работе турбогенераторов

в общей электрической сети частота тока всех гене-

раторов одинакова и равна частоте тока в сети,

которая, в свою очередь, определяется совместной

работой систем регулирования всех параллельно

работающих турбин. При изменении нагрузки сети

распределение ее между турбинами зависит от их

статических характеристик.

Рассмотрим параллельную работу двух турбин

с прямолинейными статическими характеристи-

ками, представленными на рис. 5.8. Так как одна из

турбин может быть быстроходной а

другая — тихоходной то по оси орди-

нат их статических характеристик отложена не час-

тота вращения п, а частота тока турбогенератора,

приводимого турбиной.

Пусть частота тока, одинаковая для обоих турбо-

генераторов, равна а их нагрузки составляют

соответственно Если нагрузка сети

возрастет на и превысит генерируе-

мую активную мощность, то разность мощностей

будет покрываться за счет изменения кинетической

энергии всех вращающихся машин, работающих в

сети. Частота сети снизится на причем па-

дение частоты будет продолжаться до тех пор, пока

все изменение нагрузки сети не распределится

между параллельно работающими турбинами:

Принимая во внимание, что для

обоих турбогенераторов одинаково, находим

приращение мощности одной из турбин:

(5.5)

Как следует из соотношения (5.5) и видно из

рис. 5.8, колебания нагрузки сети сильнее отража-

ются на нагрузке той турбины, которая имеет более

пологую статическую характеристику, т.е. мень-

шую степень неравномерности δ.

Рис. 5.8. Распределение изменений нагрузки между

параллельно работающими турбинами

Рис. 5.10. Перераспределение нагрузки между парал-

лельно работающими турбинами с сохранением неизмен-

ной частоты сети

Только участие всех параллельно работающих

турбин в распределении между собой изменений

Рис. 5.9. Перераспределение нагрузки между парал-

лельно работающими турбинами воздействием на МУТ

одной из них

Если при неизменной нагрузке сети воздейст-

вием на МУТ сместить характеристику одной

из турбин вверх (рис. 5.9), то это вызовет повыше-

ние частоты вращения обеих турбин и перераспре-

деление нагрузки сети между ними — нагрузка

одной из турбин возрастет, а другой снизится.

Повышение частоты сети при любой форме ста-

тических характеристик найдется из условия

Для того чтобы при перераспределении нагрузки

между параллельно работающими турбинами час-

тота сети оставалась неизменной, необходимо воз-

действием на механизмы управления обеих турбин

сместить их характеристики в противоположных

направлениях (рис. 5.10).

При параллельной работе не двух, а т турбин

при изменении нагрузки сети на мощность про-

извольно выбранной турбины изменится на

(5.6)

§ 5.1] ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ТУРБИНЫ И ЕЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ 175

Рис. 5.11. Параллельная работа турбин при введенном

ограничителе мощности на одной из них

нагрузки сети сразу после их возникновения,

т.е. участие в первичном регулировании

частоты сети, обеспечивает небольшие отклоне-

ния частоты сети и в значительной степени надеж-

ность работы энергосистемы.

Именно по этой причине ОПЭ АС допускается

эксплуатация турбин с введенным в работу огра-

ничителем мощности как временное меро-

приятие и только в тех случаях, когда это требуется

механическим состоянием оборудования. На

рис. 5.11 показаны статические характеристики

двух параллельно работающих турбин, на одной

из которых введен ограничитель мощности, исклю-

чающий подъем регулирующих клапанов турбины

выше установленного предела. Нетрудно видеть,

что эта турбина не участвует в покрытии дефицита

мощности в энергосистеме. Это представляет осо-

бую опасность при аварийном снижении частоты,

но и при нормальных режимах работа многих тур-

бин с введенными ограничителями мощности при-

водит к росту колебаний частоты в энергосистеме.

Для того, чтобы при небольших снижениях частоты

в сети турбина с введенным в работу ограничите-

лем мощности могла все же принимать участие

в первичном регулировании частоты, ее нагрузка

должна быть ниже уставки ограничителя мощности

не меньше чем на 5 %.

Как следует из (5.5) и (5.6), если для некоторой

турбины δ

= 0 (астатическое регулирова-

ние частоты вращения), то т.е. все

изменение нагрузки сети воспринимается этой тур-

биной, причем частота сети остается неизменной.

Последнее обстоятельство используется при

вторичном регулировании частоты в энерго-

системе, когда по командам пропорционально-инте-

грального регулятора все внеплановые изменения

нагрузки сети воспринимают агрегаты, выделенные

для астатического регулирования частоты по крите-

рию

Если несколько турбин имеют астатические

характеристики, то распределение нагрузки между

ними будет неопределенным и возможны ее кача-

ния. Именно поэтому для параллельно работающих

агрегатов применяется статическое регулирование.

Некоторая неопределенность в распределении

нагрузок между параллельно работающими турбо-

агрегатами может быть обусловлена нечувствитель-

ностью их систем регулирования, так как при дан-

ной частоте в энергосистеме изменение нагрузки

турбины может устанавливаться произвольно в диа-

пазоне

(5.7)

Для турбины мощностью 1000 МВт при δ = 0,04

и неопределенность нагрузки составит

Нечувствительность систем регулирования тур-

бин приводит также к тому, что часть из них не уча-

ствует в регулировании частоты. Следует, однако,

отметить, что при очень большом числе параллель-

но работающих агрегатов практически всегда най-

дутся турбины, реагирующие на изменение частоты,

и поэтому результирующая характеристика энерго-

системы может не иметь нечувствительности.

В основу регулирования частоты и активной

мощности в России положено раздельное регулиро-

вание плановых и внеплановых изменений актив-

ной мощности. Распределение плановых изменений

мощности осуществляется на основе оптимизаци-

онных расчетов с учетом ограничений по энергоре-

сурсам и по режимам сети и энергоблоков путем

задания каждой электростанции графиков нагрузки.

Регулирование частоты и обменной мощности,

а также ограничение потоков мощности по межсис-

темным и сильно загруженным внутрисистемным

связям осуществляются автоматическим распреде-

лением внеплановых изменений активных нагрузок

воздействием на выделенные регулирующие элек-

тростанции. Поскольку отклонение реального гра-

фика нагрузок энергосистемы от планируемого, как

правило, не превышает 2—3 %, то к регулированию

внеплановых изменений активных нагрузок привле-

кается ограниченное число электростанций с регу-

лировочным диапазоном 5—10 % мощности энерго-

системы, в которой они расположены.

В настоящее время, как правило, АЭС работают

вбазисном режиме, отдавая в энергосистему за-

данную постоянную мощность. В этом случае обес-

печивается минимум затрат на производство элек-

трической энергии и нарабатывается максимально

возможное количество вторичного топлива, необхо-

димого для обеспечения в будущем топливного цик-

ла АЭС с реакторами на быстрых нейтронах. Однако

по мере роста доли АЭС в общей установленной

мощности энергосистем они должны будут нести

частично или полностью функции регулирования

176 СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ [Гл. 5

частоты сети, меняя свою мощность соответственно

переменной составляющей нагрузки энергосистемы.

5.2. РЕГУЛИРОВАНИЕ

ЭНЕРГОБЛОКОВ АЭС

С РЕАКТОРАМИ ТИПА ВВЭР

Анализ регулирования энергоблока начнем

с рассмотрения особенностей регулирования ядер-

ного реактора.

Для поддержания контролируемой цепной реак-

ции необходимо, чтобы реактивность в стацио-

нарном режиме равнялась нулю. Это означает, что

в среднем только один из двух-трех нейтронов,

образовавшихся в предшествующем акте деления

ядра горючего, вызывает последующее новое деле-

ние. Остальные нейтроны поглощаются теплоноси-

телем, конструкционными материалами или теря-

ются вследствие утечки из активной зоны. Нулевая

реактивность реактора соответствует его крити-

ческому состоянию, для поддержания кото-

рого требуется строго постоянное количество ядер-

ного горючего, равное критической массе.

В зависимости от типа реактора в его системе

управления и защиты (СУЗ) используются те

или иные способы воздействия на реактивность.

Наиболее распространенным способом регулирова-

ния реактора является использование подвижных

поглощающих стержней.

Органы управления выполняют две основные

функции — компенсации медленных изменений

реактивности, вызываемых выгоранием топлива

и накоплением продуктов деления, и регулирования

более быстрых процессов изменений мощности.

Органы защиты предназначены для быстрого ава-

рийного выключения реактора.

При каждой частичной перегрузке в реактор

загружается избыточное по отношению к критиче-

ской массе количество ядерного топлива, которое

и выгорает. Его реактивность компенсируется вве-

дением поглощающих стержней.

В водо-водяных реакторах широкое применение

нашло жидкостное (борное) регулирова-

ние. Жидкий поглотитель — борная кислота —

вводится в воду, являющуюся теплоносителем и за-

медлителем. Борное регулирование используется

для компенсации медленного изменения реактивно-

сти, а тонкое оперативное регулирование осуществ-

ляется подвижными стержнями.

Следует отметить, что при делении ядер топлива

наряду с мгновенными нейтронами, рождающи-

мися в момент деления, при радиоактивном распаде

некоторых осколков деления образуются и запаз-

дывающие нейтроны. Суммарная доля β за-

паздывающих нейтронов мала. Так, для изотопа

урана U она составляет всего лишь 0,64 %, т.е.

более 99 % приходится на мгновенные нейтроны.

Однако несмотря на такой малый выход запазды-

вающих нейтронов их роль в переходных процессах

исключительно велика. Ядерный реактор быстро

реагирует на отклонение реактивности, и только на-

личие запаздывающих нейтронов позволяет осуще-

ствить переходный процесс с допустимой неболь-

шой скоростью. Однако при этом вводимая положи-

тельная избыточная реактивность должна быть за-

метно меньше суммарной доли запаздывающих

нейтронов. При невыполнении этого условия пере-

ходный процесс практически будет определяться

только мгновенными нейтронами, пойдет очень бы-

стро и реактор окажется фактически неуправляе-

мым.

К существенным отклонениям реактивности при

работе реактора может привести изменение темпе-

ратуры теплоносителя и топлива. Здесь сказыва-

ются в первую очередь изменения энергетического

спектра нейтронов и плотности замедлителя. Тем-

пературный коэффициент реактивно-

сти зависит от состава и компоновки активной зо-

ны и может быть как положительным, так и отрица-

тельным. Для устойчивой и безопасной работы ре-

актора желательно, чтобы температурный коэффи-

циент реактивности был отрицательным и неболь-

шим по абсолютному значению. В этом случае уве-

личение мощности, вызывающее повышение темпе-

ратуры, приводит к уменьшению реактивности и

самопроизвольный разгон реактора невозможен.

Регулирование мощности реактора перемеще-

нием регулирующих стержней возможно только

при ограниченных скоростях изменения возмущаю-

щих воздействий. Поэтому система регулирования

и защиты турбины должна обеспечивать такие пре-

дельные значения этих скоростей, чтобы они не

были превышены при изменениях частоты сети или

нарушениях в работе турбины.

Реактор, охлаждаемый водой под давлением,

обладает отрицательным коэффициентом реактив-

ности по температуре как теплоносителя, так и топ-

лива. Поэтому при изменении нагрузки энергоблока

мощность реактора меняется, и он без вмешатель-

ства системы автоматического регулирования бла-

годаря лишь свойству саморегулирования может

перейти на новый установившийся режим работы.

При этом, однако, значительно меняются темпера-

тура теплоносителя, а значит, и его объем в первом

и давление пара во втором контурах, оборудование

которых пришлось бы проектировать на повышен-

ное давление. Потребовалось бы развить и систему

компенсации объема (давления). Поэтому этот

эффект саморегулирования, являющийся важной

положительной особенностью реакторов типа

ВВЭР, в качестве самостоятельного способа регули-

рования не используется.

При создании САР энергоблока прежде всего

должна быть выбрана статическая програм-

ма регулирования, представляющая собой

зависимость основных параметров установки (рас-

ходов теплоносителей первого и второго контуров,

давления и температуры) от ее мощности на уста-

новившихся режимах. Выбор той или иной про-

граммы регулирования влияет на характеристики

основного оборудования и представляет собой

сложную технико-экономическую задачу.

Программа регулирования рассчитывается по

основным балансовым соотношениям. Если пренеб-

речь потерями теплоты в окружающую среду и при-

нять теплоемкость теплоносителя и коэффициент

теплопередачи в парогенераторе независимыми

от температуры и нагрузки, то для тепловой мощ-

ности можно составить соотношения:

для первого контура

(5.8)

для парогенератора

(5.9)

Здесь — расход теплоносителя первого кон-

тура; — его средняя теплоемкость; к и F— коэф-

фициент теплопередачи и площадь поверхности

нагрева парогенератора; — температуры

теплоносителя первого контура на входе в актив-

ную зону реактора и на выходе из нее; t

— темпе-

ратура насыщенного пара на выходе из парогенера-

тора; — средняя температура теп-

лоносителя в первом контуре.

На АЭС с реакторами ВВЭР расход теплоноси-

теля первого контура G

постоянен (он может

меняться только за счет числа включенных петель).

Поэтому подогрев теплоносителя в активной зоне

реактора пропорционален тепловой мощ-

ности.

В парогенераторе при к = const и F = const пере-

даваемая мощность однозначно определяется

температурным напором, т.е. разностью меж-

ду средней температурой теплоносителя первого

контура и температурой насыщенного пара во

втором контуре t

Основными программами регулирования энерго-

блоков с реакторами ВВЭР (рис. 5.12) являются:

• программа с постоянной средней температу-

рой теплоносителя первого контура;

Рис. 5.12. Программы регулирования блоков АЭС с реак-

торами типа ВВЭР:

а — программа t

ср

= const; б — программа р

= const; в — ком-

промиссная программа; г — комбинированная программа

• программа с постоянным давлением р

и сле-

довательно, постоянной температурой насыщен-

ного пара t

во втором контуре;

• компромиссная программа с умеренным изме-

нением средней температуры теплоносителя в пер-

вом контуре и давления во втором;

• комбинированная программа с поддержанием

постоянного давления во втором контуре при малых

нагрузках и постоянной средней температуры тепло-

носителя первого контура при больших нагрузках.

Первые блоки с реакторами типа ВВЭР проекти-

ровались с программой регулирования t

ср

= const

как наиболее благоприятной для первого контура.

При отрицательном температурном коэффициенте

реактивности для изменения мощности реактора

требуется внести наименьшую реактивность, так

как перемещение регулирующих стержней реактора

должно скомпенсировать только соответствующую

долю мощностного эффекта. При работе по этой

программе поддерживается постоянный объем теп-

лоносителя в первом контуре и требуются мини-

мальные размеры компенсатора объема (давления).

Существенно облегчается и работа подсистемы

регулирования компенсатора объема. Серьезным

недостатком рассматриваемой программы является

повышение давления во втором контуре при сниже-

нии мощности, что удорожает оборудование вто-

рого контура. КПД энергоблока оказывается пони-

женным при всех нагрузках, так как при большой

мощности давление пара, поступающего в турбину,

§ 5.2] РЕГУЛИРОВАНИЕ ЭНЕРГОБЛОКОВ АЭС С РЕАКТОРАМИ ТИПА ВВЭР 177

178 СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ [Гл. 5

ниже допускаемого по условиям работы оборудова-

ния второго контура, а при малых нагрузках, когда

давление пара велико, растет его дросселирование

регулирующими клапанами турбины. Указанный

недостаток этой программы привел к тому, что

в настоящее время она не применяется и уступила

место более совершенным программам.

Программа регулирования р

= const, принятая

для реакторов ВВЭР-440 и ВВЭР-1000, повышает

КПД цикла на номинальном режиме при одинако-

вой стоимости оборудования второго контура. Эта

программа наиболее благоприятна для оборудова-

ния второго контура, так как давление, а следова-

тельно, и температура во втором контуре посто-

янны при изменении мощности. К недостаткам про-

граммы следует отнести то, что для предотвраще-

ния закипания теплоносителя в первом контуре

в нем приходится существенно повысить давление

и из-за изменения реактивности увеличиваются раз-

меры и усложняется работа системы компенсации

объема (давления). При быстрых изменениях режима

работы реактора могут также возникнуть нежела-

тельные температурные напряжения в оборудова-

нии первого контура.

Стремление улучшить условия работы оборудо-

вания как первого, так и второго контуров привело

к разработке компромиссной программы, где оба

основных параметра t

ср

и р

не остаются постоян-

ными, а непрерывно изменяются в зависимости

от нагрузки, однако в меньшей степени, чем в про-

граммах t

ср

= const и р

const. В комбинированной

программе предельные отклонения параметров при-

мерно такие же, как и в компромиссной. Преиму-

щество комбинированной программы заключается

в том, что в наиболее вероятных режимах работы —

при больших нагрузках — энергоблок работает

по программе t

ср

= const, чем облегчаются условия

работы оборудования первого контура, а в осталь-

ном диапазоне нагрузок используется программа

=const.

5.3. ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ

ТУРБИНЫ К-1000-5,9/25-2

Надежность и экономичность турбин АЭС в зна-

чительной степени определяются исполнительными

органами систем регулирования и защиты, кото-

рыми являются органы парораспределения:

регулирующие и стопорные клапаны и

заслонки. Характерные для АЭС большие объем-

ные расходы пара обусловили большие размеры кла-

панов, что затруднило их компоновку и потребовало

более компактного выполнения паровпуска. Вместе

с тем из-за сравнительно малого располагаемого

теплоперепада возрастает влияние на КПД турбин

АЭС неизбежных потерь на дросселирование в пол-

ностью открытых пароподводящих органах. Поэтому

в турбине К-1000-5,9/25-2, как и во многих других

турбинах АЭС, применены совмещенные стопорно-

регулирующие клапаны перед ЦВД и поворотные

регулирующие заслонки перед ЦНД.

Принципиальная схема парораспределения

турбины представлена на рис. 5.13.

Пар в турбину подводится через четыре комбини-

рованных стопорно-регулирующих кла-

пана, объединенных в два блока, расположенных

по обе стороны ЦВД.

Рис. 5.13. Принципиальная схема парораспределения турбины К-1000-5,9/25-2:

I — блоки стопорно-регулирующих клапанов; 2 — регулирующие заслонки промперегрева