Наладка и эксплуатация оборудования АЭС

Если отклонения от исходных условий невелики, то малы и приращения параметров ∆1, ∆2, … , ∆ . В этом случае можно пренебречь членами, содержащими квадраты, произведения и более высокие степени этих величин, ограничившись линейной частью ряда Тэйлора:

Следовательно, при небольших отклонениях от исходных условий можно использовать принцип суперпозиции и считать отклонение КПД установки (или ее мощности) равным сумме отклонений под влиянием каждого из параметров рабочего процесса, рассматриваемого независимо от других,

∆ПТУ = ∆ПТУ(1) + ∆ПТУ(2) + + ∆ПТУ( ).

Из уравнения следует, что при малых отклонениях имеется возможность обойтись без вычисления производных в правой части уравнений, а можно непосредственно определить отклонения КПД или мощности на интересующем нас режиме под влиянием того или иного фактора. Так, например, при отключении последнего по ходу питательной воды ПВД понижается на ∆п.в температура питательной воды при входе в ЯППУ. Если при этом тепловая мощность реактора Q и параметры выходящего из ЯППУ пара сохраняются неизменными, то расход пара, вырабатываемого ЯППУ, уменьшится. Изменение расхода ∆ может быть вычислено по уравнениям теплового баланса парогенератора, записанным соответственно для исходного и измененного режимов:

ЯППУ = (0 − п.в); ЯППУ = ′(0 − п.в − ∆п.в) .

Здесь ∆п.в – изменение энтальпии питательной воды (в данном случае величина отрицательная); ′ = + ∆ – расход пара при изменённом режиме. Из этих соотношений найдем

′ = ЯППУ⁄(0 − п.в − ∆п.в) ; = ЯППУ⁄(0 − п.в).

Почленно поделив второе соотношение на первое, будем иметь

внутреннюю мощность турбины . Это определяется тремя обстоятельствами: во-первых, самим фактом уменьшения расхода пара, во-вторых, увеличением дросселирования пара в клапанах турбины, что уменьшает перепад энтальпий в ее ЦВД, в-третьих, уменьшением давления пара, выходящего из ЦВД, и энтальпии пара перед промежуточным пароперегревателем. В случае одноступенчатого промперегрева, производимого только свежим паром, это увеличивает затраты греющего пара на перегрев 1 кг нагреваемого. Оценив все эти составляющие, найдем уменьшение мощности ∆ и снижение КПД

∆ ПТУ( ) = ∆ ⁄( ЯППУ). Такой метод дает точность, достаточную для оценочных расчетов.

влияния отклонения технологических параметров в исследуемом режиме от исходных значений.

путем или экспериментально. Определив из расчета тепловых балансов или экспериментальным путём значения КПД турбоустановки ПТУ (или обратной ему величины удельного расхода теплоты q) для исходного и изменённого режимов при разных значениях мощности, можно найти поправки ∆ ПТУ (или ∆ ) к базовым данным тепловой экономичности при различных режимах. Для учета отклонений наиболее характерных параметров рабочего процесса заводами-изготовителями энергетического оборудования построены специальные графики поправок к базовым расчетам тепловой экономичности ПТУ при переменных режимах. В качестве примера на рисунке 3.6 приведены

турбоустановок К-500-65/3000 и К-750-65/3000 по данным НПО ЦКТИ и ПОАТ ХТЗ.

Экспериментальные методы определения тепловой экономичности.

Для нахождения КПД блока необходимо знание электрической мощности генератора (или внутренней мощности турбины) и тепловой мощности реактора . Электрическая мощность генератора э может быть определена в процессе испытаний непосредственно. Метод двух ваттметров обеспечивает высокую точность измерения мощности трехфазного тока. Величина определяется на базе косвенных измерений, основу которых составляют балансные методы.

На практике находят применение как определение тепловой мощностиПТУ, подводимой к рабочему телу турбоустановки, так и непосредственное измерение тепловой мощности реактора по параметрам теплоносителя в активной зоне.

Рисунок 3.6 - Относительное изменение удельного расхода теплоты ∆ при отклонении основных технологических параметров ПТУ от базовых

значений: а – при отклонении начального давления пара 0; б – при отклонении разделительного давления разд и температурного промежуточного перегрева пара ∆п.п; в – при отклонении относительной температуры питательной воды; п.в − температура питательной воды; к

– температура конденсата; 0 – начальная температура пара

Методом прямого баланса определяется количество теплоты, подведенной за единицу времени к пару, выходящему из ЯППУ. В энергоблоках с паро-паровым промежуточным перегревом часть этого пара поступает в турбину, другая часть СПП используется в качестве греющего пара для промежуточного перегрева пара, вышедшего из ЦВД турбины после отделения влаги в сепараторе. При этом количество теплоты, подведенной в ЯППУ за единицу времени, равно

ПТУ = ( + СПП)(0 − п.в),

где 0 и п.в – энтальпии соответственно пара после ЯППУ и питательной воды. Для турбоустановок перегретого пара, в которых промежуточный перегрев производится в специальных трубных пучках парогенераторов (например, в энергоблоках типа БН), количество теплотыПТУ равно

ПТУ = (0 − п.в) + п(п − 1),

где п – расход пара, поступающего в ЦСД турбины из промежуточного пароперегревателя; 1 и п – энтальпии пара соответственно после ЦВД турбины и после промежуточного пароперегревателя.

Расходы н п определяются стандартными методами измерений расходов с помощью устанавливаемых в паропроводах дроссельных устройств. Энтальпии пара и воды в приведенных формулах также не измеряются непосредственно: для их определения необходимо найти давление и температуру рабочего тела (а для влажного пара - степень его сухости). Вследствие отмеченных факторов определение величины ПТУ методом прямого баланса связано с трудоемкими испытаниями, а результаты определения КПД при этом обладают невысокой точностью (среднеквадратическая погрешность может достигать 3%).

В связи с этим на практике получил широкое распространение метод

обратного баланса, при котором

ПТУ = э + ∆м.г + + ∆вн ,

где ∆м.г – сумма механических потерь в турбине и потерь в генераторе;– количество теплоты, отводимой за единицу времени в конденсаторе с охлаждающей водой; ∆вн – потери теплоты через изоляцию в окружающую (внешнюю) среду.

Количество теплоты, отдаваемой паром в конденсаторе охлаждающей (циркуляционной) воде, равно

= ц.в в(вых − вх) ,

где ц.в - расход циркуляционной воды; в – её удельная теплоёмкость;вых и вх – температуры воды при выходе из конденсатора и входе а него.

Величины ∆м.г и ∆вн определяют по паспортным характеристикам турбины и генератора или по результатам специальной тарировки. Неточное их знание из-за возможных изменений в процессе монтажа, эксплуатации и ремонтов может обусловить неизвестную по величине систематическую погрешность. Однако при сравнительных испытаниях эти величины обычно одинаковы для сопоставляемых режимов и не влияют на точность полученных результатов. Для определения необходимо измерение двух величин: расхода циркуляционной воды ц.в и разности температур вых − вх. Она может быть измерена с высокой точностью с помощью дифференциальных термопар. Метод обратного баланса требует меньшего объема измерений, чем метод прямого баланса. Среднеквадратическая погрешность определения КПД методом обратного баланса оценивается в 1,5-2%.

Метод парных опытов. На практике нередко возникает задача экспериментального определения изменения тепловой экономичности блока при изменившихся условиях его функционирования (например, при частичном изменении тепловой схемы, изменении способа ведения технологических режимов и пр.). Если при этом используются методы прямого или обратного балансов, то изменение КПД (или удельного расхода теплоты) находится как малая разность больших величин, что предопределяет большую погрешность определения этой разницы. В некоторых случаях такая погрешность может поставить под сомнение даже знак получаемой разноси, т. е. то, выигрыш или проигрыш достигается в результате изменения условий функционирования блока. В таких случаях эффективен предложенный кафедрой атомных и тепловых энергетических установок СПбГТУ метод парных опытов, при котором определяются не сами КПД, а непосредственно их разность ∆. При использовании метода предполагается, что известна характеристика блока, определяющая его КПД при исходных (базовых) условиях функционирования.

Методика испытаний сводится к следующему. При исходных условиях устанавливают какой-либо произвольный стационарный режим блока, характеризуемый электрической мощностью генератора эисх и тепловой мощностью реактора исх. При этом определяют КПД тепловых процессов блока

исхэ = эисх⁄исх .

Далее, поддерживая неизменным значение исх (с помощью, например, регулятора тепловой мощности реактора), блок приводят к режиму, сходному с испытанным, при новых условиях функционирования и сравнивают показатели блока при этих двух сходных режимах. Второму режиму соответствуют то же значение тепловой мощности реактора исх и новое

значение электрической мощности генератора э = эисх + ∆э. КПД тепловых процессов блока при новом режиме равен тэ = (эисх + ∆э)⁄исх. Приращение КПД составляет

∆тэ = ∆э⁄исх .

Найдем относительное приращение КПД тепловых процессов блока

тэ = ∆тэ⁄исхэ = ∆э⁄эисх .

Для определения необходимо измерение лишь двух величин: эисх и ∆э. Обе величины могут быть определены с высокой точностью, что предопределяет высокую точность определения . Повторив те же процедуры для других пар сходственных режимов, получим характеристику

= (э).

Следует иметь в виду, что сопоставление двух сходных режимов при одинаковом расходе теплоты и двух сходных режимов при одинаковой мощности э даёт неодинаковые результаты. Это иллюстрирует рисунок 3.7, где линия 1 представляет собой характеристику установки в исходных условиях функционирования. Точке а на этой характеристике при подводимой за единицу времени теплоте исх соответствует исходный режим работы. Допустим, что за счет изменения тепловой схемы, технологии эксплуатации или других условий функционирования характеристика установки смешена в положение 2. Если сопоставляются режимы с неизменным значением =исх, то сравниваемый режим характеризуется точкой b, а приращение КПД при этом равно ∆ . При режиме, соответствующем точке b, за счет более высокого КПД мощность э будет большей, чем в исходном режиме.

Если же ставится задача сохранить в новых условиях функционирования ту же мощность э, что была в исходном режиме, то необходимо уменьшить на ∆ количество подведенной теплоты. При этом сопоставляемый с исходным режим характеризуется точкой с, а приращение КПД за счет изменения условий функционирования равно ∆р. Как следует из графика, одинаковым значениям мощности соответствуют меньшие изменения КПД, чем одинаковым расходам теплоты. Это обусловлено тем, что переход от режима, определяемого точкой а, к режиму, соответствующему точке с, происходит при уменьшении расхода теплоты и расхода пара, что при регулировании турбины её клапанами связано с увеличением дросселирования в них. Кроме того, из-за снижения давлений по проточной части турбины при уменьшении расхода уменьшается эффективность регенеративного подогрева питательной воды.

В отдельных случаях различие может быть даже качественным. Так, при исходном режиме, соответствующем расходу теплоты исх (точка ), переход

к сходному режиму при исх = (к точке ) сопровождается повышением КПД, равным ∆ , переход же к сходному режиму при э =(к точке ) вызывает снижение КПД установки на величину ∆ .

Рисунок 3.7 - КПД тепловых процессов энергоблока при различных условиях функционирования

Таким образом, специалисты, производящие различными методами (как экспериментальными, так и расчётными) сопоставление одного и того же блока при одном и том же изменении условий его функционирования, могут прийти к противоположным выводам. По мнению автора, в данной ситуации следует руководствоваться следующей принципиальной позицией: если за счет одного и того же выгорания топлива посредством изменения условий функционирования блока возможно увеличение электрической мощности, отдаваемой в сеть, и если нет запрета со стороны энергосистемы на такое увеличение мощности, то надо переходить к новым условиям функционирования. Разумеется, такой переход допустим лишь при безусловном соблюдении правил техники безопасности и при достаточной надежности оборудования.

Экспериментальные многофакторные характеристики оборудования.

Натурные испытания энергоблоков весьма трудоёмки и требуют продолжительного времени, особенно при испытаниях для большого числа режимов. При этом каждый результат справедлив лишь для той совокупности технологических параметров, при которой он определён. Между тем в процессе эксплуатации происходят большие или меньшие отклонения этих параметров. К тому же при большой длительности испытаний практически неизбежны те или иные колебания режимных параметров. Вследствие этого полученные при испытаниях в разные их моменты значения будут

соответствовать разным совокупностям технологических параметров. В связи с этим возникает необходимость в получении экспериментальных многофакторных аналитических характеристик энергетических агрегатов. При этом руководствуются теорией планирования эксперимента.

Показатели тепловой экономичности блока зависят от большого числа параметров рабочего процесса – факторов 1, 2, … , , так что = (1, 2, … , ). Прежде всего должны быть определены все значащие независимые факторы и оценен возможный диапазон изменения каждого из них. В соответствии с этим составляется программа испытаний. Число опытов определяется числом варьируемых факторов и принятым планом. В каждом опыте варьируется одновременно несколько факторов. Варьируемые факторы могут либо изменяться эксплуатационным персоналом целенаправленно посредством управляющих воздействий на турбоустановку, либо изменяться случайным образом без управляющих воздействий эксплуатационного персонала. Первые из этих факторов называют управляемыми, вторые – неуправляемыми. Эксперимент, в котором варьируемые факторы являются управляемыми, называется активным, а эксперимент, в котором варьируемые факторы или большая их часть являются неуправляемыми, - пассивным.

Обработка результатов сводится к нахождению уравнения регрессии, отражающего взаимосвязь между варьируемыми факторами 1, 2, … , и выходной величиной у. Для характеристик теплоэнергетического оборудования, как правило, достаточную степень приближения дает полином второй степени

Последним слагаемым в уравнении учитывается изменение влияния фактора под воздействием какого-либо другого фактора . Коэффициенты регрессии находятся в результате математической обработки опытов на ЭВМ с помощью специальных программ, базирующихся на методе наименьших квадратов. Программы включают в себя подсчет статистических оценок, что позволяет с помощью статистических критериев оценить значимость коэффициентов регрессии.

3.5 Программы регулирования энергетических блоков АЭС

Режимы работы АЭС и программа регулирования. Выбор той или иной программы регулирования, характеризующей, как меняются технологические параметры энергоблока при переходе от одного стационарного режима к другому, существенно влияет на экономичность энергоблока при переменных режимах, его надежность и маневренные характеристики. Если преобладает работа в номинальном режиме, программа регулирования не играет столь важной роли. В наибольшей мере это относится к энергоблокам с реакторами на быстрых нейтронах, которые обеспечивают расширенное воспроизводство вторичного ядерного горючего. Вместе с тем в силу разных причин определенную часть времени энергоблоки АЭС вынуждены работать при режимах, отличных от номинального. Это связано, с одной стороны, с условиями работы энергосистем, а с другой – с вынужденными ограничениями режимов работы или отказами тех или иных элементов блока. Кроме того, как будет показано ниже, выбор программы регулирования в определенных условиях может оказывать существенное влияние на характеристики энергоблока при номинальном режиме.

Ниже выполнен детальный анализ программ регулирования и входящих в них подпрограмм в основном применительно к энергоблокам с реакторами ВВЭР, для которых находят применение различные программы. Рассмотрены также особенности программ регулирования, применяемых для других типов энергоблоков АЭС.

Программа регулирования энергоблоков ВВЭР с постоянной средней температурой теплоносителя в первом контуре. Эта программа регулирования, обеспечивающая "щадящие" условия работы оборудования первого контура, нашла широкое применение для ядерных энергетических установок различного назначения с водо-водяными реакторами, особенно на первом этапе развития атомной энергетики.

Рассмотрим закономерности изменения в зависимости от мощности э важнейших технологических параметров энергоблока ВВЭР при этой программе регулирования (рисунок 3.8, а). Пусть номинальному режиму энергоблока соответствуют значения температуры теплоносителя при выходе из активной зоны Iвых, при входе в нее Iвх, и средней температуры Iср, характеризуемые соответственно точками а, с и b. Количество теплоты, воспринимаемой в активной зоне за единицу времени проходящим через нее теплоносителем (тепловая мощность реактора), равно

I = I I(Iвых − Iвх),

где I и I – массовый расход теплоносителя и его удельная теплоёмкость.

Рисунок 3.8 - Характеристики энергоблока ВВЭР при различных программах регулирования: a – при постоянной средней температуре

теплоносителя в первом контуре; б – при постоянном давлении во втором контуре; в - при комбинированной программе регулирования; г – при скользящем давлении во втором контуре

В реакторных установках ВВЭР, как правило, применяют главные циркуляционные насосы с нерегулируемым приводом. Если при изменении режима не меняется число находящихся в работе ГЦН, то можно считать, чтоI = . В таком случае тепловая мощность реактора I прямо пропорционaльна разности температур Iвых − Iвх, и мерой её в масштабе I I