Наладка и эксплуатация оборудования АЭС

распределяется между отдельными агрегатами эксплуатационным персоналом или системой группового регулирования активной мощности. Задача управления режимом энергетического агрегата сводится к приведению в каждый момент времени фактической его мощности в соответствие с заданной. Для решения этой задачи системы регулирования энергоблоков тепловых и атомных электростанций снабжают медленно действующими регуляторами мощности, сравнивающими ее заданное и фактическое значения.

Покрытие различных областей графиков электрических нагрузок.

Приведение суммарной выработки электроэнергии в соответствии с непрерывно меняющимся потреблением связано с необходимостью изменения режимов работы тех или иных электростанций. В принципе одно и то же суммарное изменение мощности в энергосистеме может быть по-разному распределению между входящими в нее энергетическими агрегатами. Один из путей уменьшения вырабатываемой в энергосистеме мощности – равномерное снижение мощности всех агрегатов энергосистемы. Другой – остановка части агрегатов с полной загрузкой оставшихся. Возможны и иные пути. Как правило, при снижении мощности экономичность энергетического агрегата уменьшается. Это определяется снижением его КПД, что увеличивает для агрегатов тепловых и атомных электростанций удельные затраты топлива на производство электроэнергии, в также тем, что возрастает срок окупаемости капитальных затрат, совершенных при строительстве электростанции, поскольку при ее разгрузке вырабатывается меньшее количество электроэнергии. Поэтому при работе энергетического агрегата с частичными нагрузками себестоимость электроэнергии повышается. Режимы пуска и останова энергоблоков связаны с затратами топлива без выработки электроэнергии, что также снижает экономичность электростанции и энергосистемы в целом. Проблема покрытия полупиковых нагрузок является наиболее трудной.

Экономичность различных энергетических агрегатов при номинальном режиме их работы неодинакова. В разной мере она снижется у разных агрегатов при одной и той же относительной глубине разгрузки. Кроме того, различные агрегаты допускают неодинаковую глубину и скорость изменения мощности, ограничиваемые соображениями надежности. Естественно, что при уменьшении потребления электроэнергии в энергосистеме следует в первую очередь разгружать агрегаты, которые имеют наименьшую экономичность и в наименьшей мере снижают ее при разгрузке. Все выше сказанное предопределяет неодинаковую степень привлечения различных

энергетических агрегатов к покрытию графиков нагрузок в энергосистеме, а также специфику покрытия различных областей графика.

Для покрытия пиковых нагрузок общей продолжительностью не более 1000-2000 ч в год рационально применение специализированных пиковых агрегатов. Они должны быть высокоманевренными и допускать несколько (не менее двух) пусков и остановов в течение суток. В связи с малым числом часов использования КПД таких агрегатов не играет определяющей роли. Желательно, чтобы общая продолжительность пуска вплоть до выхода агрегата на полную мощность измерялась минутами.

Наилучшим образом требованиям высокой маневренности удовлетворяют агрегаты гидравлических и гидроаккумулирующих электростанций, а также газотурбинные установки, в том числе входящие в состав парогазовых установок различных типов. В некоторых энергосистемах мощность гидростанций незначительна. Суммарная же мощность гидроаккумулирующих электростанций и газотурбинных установок в большинстве энергосистем мала. В связи с этим к покрытию пиковых нагрузок

вопределенной мере привлекаются паротурбинные установки тепловых электростанций, преимущественно с начальным давлением пара 8,8 Мпа и ниже.

Центральное место в проблеме покрытия переменной части графиков энергопотребления занимает покрытие полупиковых нагрузок. Они составляют основную часть переменной области графика нагрузок как по производству электроэнергии, так и по продолжительности (до 4000-5000 ч в год). Это предопределяет противоречивые требования к полупиковым агрегатам. С одной стороны, они должны быть достаточно экономичными (допускать лишь весьма небольшое снижение КПД), с другой – высокоманевренными и допускать глубокие разгрузки, вплоть до ежесуточных остановок с последующим быстрым пуском.

Впрошлом главную роль в покрытии полупиковых нагрузок играли гидроэлектростанции и в некоторой мере паротурбинные установки тепловых электростанций малой и средней мощности, обладавшие пониженной экономичностью. В 60-е годы и первой половине 70-х годов резко возросла неравномерность графиков нагрузки. Развитие же энергосистем происходило

восновном за счет ввода мощных энергетических блоков тепловых электростанций единичной мощностью от 160 до 800 (в дальнейшем до 1200) МВт, проектировавшихся для несения базовой нагрузки и не обладавших необходимыми характеристиками для работы с полупиковыми нагрузками. В сложившихся условиях вынужденным решением стало широкое привлечение именно этого класса энергоблоков (в основном закритических параметров) к

Лишь после полного исчерпания возможностей других типов электростанций, следует разгружать энергоблоки АЭС как имеющие меньшую топливную составляющие себестоимости электроэнергии, чем на тепловых электростанциях. Кроме того, необходимо учитывать, что при разгрузке и последующем нагружении энергоблоков АЭС изменяется температурное состояние ответственных элементов оборудования, в том числе корпус реактора (для корпусных реакторов) и оболочек твэлов. Возникающие при этом термоциклические напряжения могут нарушать надежность и безопасность АЭС. Вследствие этого вопрос о допустимости разгрузки агрегатов АЭС нуждается в дополнительном обосновании. Ограничения в возможности разгрузки энергоблоков ВЭС могут быть связаны также с нейтронно-физическими процессами в активной зоне, в частности, с ксеноновым отравлением реакторов.

Маневренность энергетических блоков. Для выполнения предъявляемых требований энергоблоки должны обладать надлежащими маневренными свойствами. Маневренность определяется совокупностью характеристик энергоблока, определяющих эффективность его участия в регулировании мощности в энергосистеме: регулировочным диапазоном, представляющим собой разность максимальной мощности (с учетом возможной перегрузки) и нагрузки технического минимума (минимальной мощности, при которой блок может работать неограниченно долгое время); временем останова блока и пуска его после стоянки различной длительности; скоростью изменения нагрузки. С маневренностью тесно связаны такие технико-экономические характеристики блока, как затраты топлива на его пуск и останов и экономичность при различных нагрузок в пределах регулировочного диапазона, определяющие рентабельность работы при том или ином режиме. Скорость изменения нагрузки блока характеризуется его приемистостью (мобильностью), количественной мерой которой в интервале времени t от момента возмущения 1 до момента 2 является коэффициент приемистости

∫ 2 ∆ П = 1 ,

∆зд(2 − 1)

где ∆зд и ∆ – заданное и фактическое изменение мощности турбины. Из этой формулы следует, что при ступенчатом изменении заданной

мощности ∆зд мерой приемистости служит отношение площадей ACD и ABCD (рисунок 1.4).

Рисунок 1.4 - Процесс изменения мощности энергоблока

Площадь прямоугольника ABCD характеризует дополнительную энергию, которую должен был выработать блок в соответствии с заданием за период времени от 1 до 2. Заштрихованная площадь ACD под кривой переходного процесса изменения мощности турбины Р характеризует дополнительную энергию, фактически выработанную блоком за то же время. Таким образом, коэффициент приемистости позволяет количественно оценить, насколько блок выполняет поставленную перед ним задачу.

Хотя во всех случаях желателен возможно более быстрый переход блока от одного режима к другому, тем не менее требования к приемистости при плановых и аварийных изменениях мощности принципиально различны. В первом случае, когда необходимы большие изменения нагрузки в соответствии с суточным графиком, допустимая скорость изменения мощности ограничена температурным состоянием оборудования и паропроводов. Время перехода от одного режима к другому при этом составляет минуты. При аварийных же ситуациях, которые могут возникнуть в энергосистеме или на самой станции с ее оборудованием, требуется ограниченное изменение мощности за очень короткое время (набор до 10% номинальной мощности за время, не большее 2 с; кратковременная импульсная разгрузка турбины) или полный останов блока. При этом температурные ограничения не играют столь важной роли. Скорость изменения мощности определяется при этом главным образом динамическими характеристиками агрегатов и систем автоматического управления. Пути повышения аварийной приемистости блоков принципиально отличны от

путей улучшения других маневренных характеристик, а в ряде случаев улучшение последних сопровождается ухудшением аварийной приемистости. Поэтому, хотя приемистость и является безусловно одной из составляющих маневренности, нередко маневренность и приемистость (под которой понимают аварийную приемистость) рассматривают как самостоятельные характеристики.

Предполагаемые условия работы энергоблоков в энергосистемах в ближайшие 15-20 лет. С начала 80-х годов происходит неуклонное изменение структуры установленного оборудования энергосистем, особенно в Европейской части России. Сокращается доля конденсационных тепловых электростанций. Безусловно, возможности этого класса агрегатов еще не исчерпаны, и необходима интенсификация ведущихся различными организациями работ по усовершенствованию пуско-остановочных режимов энергоблоков различного типа, их переводу в моторный режим и др. За счет этих мероприятий в ближайшее время практически все конденсационные энергоблоки тепловых электростанций в Европейской части страны должны будут стать полупиковыми, что позволит в определенной мере смягчить остроту проблемы покрытия переменных нагрузок. Однако эти факторы будут эффективными лишь ограниченное время. Сокращение доли конденсационных тепловых электростанций, даже с учетом более глубокого регулирования каждой из них, в недалеком будущем сделает их возможности недостаточными для покрытия переменной части графика электрических нагрузок.

Уже сейчас в некоторых энергосистемах, примыкающих к крупным промышленным центрам, доля энергооборудования, традиционно считаемого базовым (ТЭЦ и АЭС), значительно превышает долю базовых нагрузок в общем энергопотреблении, что создаёт серьёзные трудности в покрытии графика нагрузок. Положение усугубляется из-за наличия большой доли оборудования, отработавшего расчетный ресурс эксплуатации. В перспективе отмеченная тенденция будет усиливаться, вследствие чего предстоит существенная трансформация требований к маневренным характеристикам тех или иных энергетических агрегатов.

Определенную роль в покрытии переменных нагрузок могут сыграть гидроаккумулирующие электростанции, специализированные высокоманевренные паротурбинные блоки, газотурбинные и парогазовые установки и т.п. Однако трудно рассчитывать, что суммарная мощность всех этих агрегатов может в ближайшее время оказаться достаточной. Отмеченные обстоятельства приведут в недалеком будущем, с одной стороны, к частичному покрытию переменных нагрузок в Европейской части России за

счёт конденсационных ТЭС восточных районов страны с изменением перетоков мощности по линиям электропередач, связывающим эти районы с центральными, а с другой – к привлечению для покрытия переменных нагрузок в той или иной мере агрегатов ТЭЦ и АЭС. Вопрос о хотя бы ограниченной маневренности агрегатов этих типов будет постоянно становиться центральным в общей проблеме покрытия переменной части графиков электрических нагрузок и выборе структуры установленного в энергосистемах оборудования. Следует четко представлять, что если этот вопрос не будет решен, то придется ограничивать допустимую долю атомной энергетики.

В настоящее время широким фронтом ведутся различными организациями работы по повышению маневренности ТЭЦ, которые позволили бы обеспечить на ночь и выходные дни глубокое снижение их электрической мощности при сохранении тепловой нагрузки. В этом направлении достигнуты определенные успехи. Каждый успех в этих поисках чрезвычайно важен для атомной энергетики, позволяя сохранить для АЭС еще на некоторое время базовый режим работы. Вследствие увеличения доли АЭС в энергосистемах использование их только в базовой части графика начинает встречать все большие затруднения, по крайней мере в некоторых энергосистемах с повышенной неравномерностью, и возникает задача хотя бы ограниченного участия энергоблоков АЭС с реакторами на тепловых нейтронах в суточном, недельном и сезонном регулировании энергосистем. При соответствующем проектировании оборудования АЭС и тепловыделяющих элементов могут быть созданы специализированные маневренные атомные энергоблоки. Применительно же к находящимся в эксплуатации и строящимся энергоблокам речь может идти не о полной остановке агрегатов на ночь и выходные дни и не о снижении мощности до уровня нагрузки собственных нужд, а лишь об обеспечении сравнительно небольшого регулировочного диапазона (20-30% номинальной мощности), ограниченного по соображениям надежности эксплуатации. Не следует недооценивать полезный вклад любого, самого ограниченного участия АЭС в регулирование энергосистем. Так, разгрузка на 20% станции, на которой установлены 6 блоков по 1000 МВт, дает тот же эффект, что и полная остановка на каждую ночь блока ТЭС 1200 МВт.

Даже такая ограниченная разгрузка блоков представляет собой непростую задачу, поскольку введенные в эксплуатацию и строящиеся в настоящее время энергоблоки АЭС проектировались как базовые.

Для энергоблоков АЭС, как и ТЭЦ, заслуживает внимания концепция базово-маневренных блоков с переменной структурой тепловой схемы.

Нормальным является базовый режим работы таких блоков со штатной тепловой схемой. При этом сохраняется высокая тепловая экономичность, характерная для базовых агрегатов. При необходимости изменения мощности соответствующими переключениями изменяется структура тепловой схемы; часть же элементов блока продолжает работать в режимах, близких к номинальному, что создает для них щадящие условия работы при маневрировании мощностью блока. В качестве примера реализации этой концепции можно привести энергоблок АЭС с включением в тепловую схему турбоустановки аккумуляторов горячей воды (рисунок 1.4).

Рисунок 1.4 - Тепловая схема турбоустановки АЭС с аккумуляторами горячей воды

Установка может работать при трех структурах тепловой схемы. Основной режим – базовый, при котором установка работает со штатной структурой тепловой схемы. Пар из ЯППУ 1 поступает в часть высокого

давления турбины 2. Далее, пройдя СПП 3 и часть низкого давления турбины 4, пар поступает в конденсатор 13. Образующийся в нем конденсат конденсатными насосами 14 направляется в регенеративные подогреватели низкого давления 5 и далее в деаэратор 6. Из него питательными насосами 15 питательная вода через подогреватели высокого давления 7 возвращается в ЯППУ. Клапаны 11 и 12 в базовом режиме закрыты, тепловой аккумулятор отключен. При этом установка работает с тепловой экономичностью, обычной для базовых энергоблоков.

Вторая структура тепловой схемы соответствует периоду минимальных нагрузок. Открывая клапан 11, производят зарядку бака-аккумулятора 8 горячей воды. При этом уменьшается расход пара частью низкого давления турбины и соответственно уменьшаются мощности турбины и электрического генератора. В период пиков нагрузки установка работает с третьей структурной тепловой схемы. Клапаны 11 закрывают и открывают клапан 12. При этом происходит разрядка бака-аккумулятора. Поступая в расширитель 10, вода частично испаряется. Образовавшийся пар направляется либо в дополнительную пиковую турбину 9, либо в ЧНД основной турбины, вырабатывая мощность сверх номинальной. Вода из расширителя специальным насосом 16 возвращается в деаэратор.

Как показывают выполненные исследования, использование тепловых аккумуляторов рентабельно для покрытия пиковых нагрузок. Однако оно неэффективно для регулирования недельных нагрузок, так как для аккумуляции теплоты за выходные дни требуются очень большие объемы баков-аккумуляторов, что значительно увеличивает капитальные затраты. Аккумуляция теплоты горячей воды или пара позволяет производить изменение мощности, выдаваемой генератором в сеть, при сохранении постоянной или близкой к ней тепловой мощности реактора. Турбоустановка же при этом работает в существенно переменном режиме.

1.3 Участие энергетических блоков в регулировании частоты и активной мощности в энергосистемах

Физические процессы при параллельной работе электрического генератора с энергосистемой. Постоянный ток возбуждения, подаваемый в обмотку ротора генератора, создает магнитный поток ротора

Фр = = ,

где – сила тока возбуждения; – индуктивность обмотки ротора; – число витков; – потокосцепление роторов.

В отличие от гидрогенераторов роторы быстроходных турбогенераторов не имеют явно выраженных магнитных полюсов. Продольная магнитная ось d такого ротора (рисунок 1.5) совпадает по направлению с векторами магнитного потока Фр и потокосцепления . Оба этих вектора вращаются вместе с ротором. Поперечная магнитная ость q ротора получается поворотом продольной оси на 90° против направления вращения ротора. Относительно системы координат, вращающейся вместе с ротором, векторы Фр и неизменны. В неподвижной системе координат их можно представить в виде комплексных чисел

где = – угол, отсчитываемый от неподвижной оси и определяющий положение ротора в пространстве; ω – угловая скорость ротора; = √−1.

Рисунок 1.5 - Принципиальная схема трехфазного генератора переменного тока. 1 – статор; 2 – ротор; 3 – обмотка ротора; 4 – добавочные обмотки ротора; 5 – обмотка статора

При вращении ротора силовые линии его магнитного поля, вращающиеся вместе с ним, пересекают витки последовательно расположенных статорных обмоток a, b, c. В обмотках статора индуцируется электродвижущая сила ̇, изменяющаяся по синусоидальному закону. Ее также можно представить в виде вращающегося вектора ̇= . ЭДС измеряется при холостом ходе генератора, когда в статорных обмотках