4.2.5 О регулировании турбоустановки (дроссельное регулирование, сопловое и на скользящих параметрах)

Дроссельное (называемое также качественным регулированием)

Его суть сводится к тому, что весь подводимый к турбине пар дросселируется регулирующим клапаном, после чего поступает на общую для первой ступени сопловую группу. При этом давление пара перед сопловым аппаратом первой ступени p_с для турбины с полным впуском пара в соответствии с известной формулой Стодолы изменяется примерно прямо пропорционально расходу пара на турбину G_т, т.е.

pс / pсном  Gт / Gтном;

(4.12)

Достоинство дроссельного регулирования расхода пара заключается в простоте пароподводящего устройства и, следовательно, в более высокой его надежности. Однако ему присущи и некоторые недостатки. Основной из них сводится к тому, что в результате дросселирования пара в регулирующем клапане на пониженной мощности турбины существенно уменьшается теплоперепад, срабатываемый в ее проточной части (рисунок 4.6). Это уменьшает экономичность установки на сниженной мощности. Действительно, величина внутреннего теплоперепада Н _i, срабатываемого в турбине на полной мощности (процесс а-б), значительно уменьшается при снижении мощности (процесс в-г).

Рисунок 4.6 – Изменение внутреннего теплоперепада при дроссельном регулировании мощности

Сопловое (называемое также количественным регулированием)

В этом случае сопловый аппарат первой ступени турбины разделяют на несколько групп (3…4), на каждую из которых пар поступает через свой регулирующий клапан. При снижении мощности турбины от полной вначале прикрывают регулирующий клапан одной группы сопел, затем после его полного закрытия начинают прикрывать второй клапан и т.д.

При сопловом регулировании расхода пара на сниженной мощности дросселированию подвергается только та часть потока пара, которая поступает на группу сопел с частично прикрытым регулирующим клапаном. Остальные группы сопел первой ступени турбины получают пар полных параметров. В связи с этим экономичность турбины в целом на сниженной мощности выше, чем экономичность турбины с дроссельным регулированием. После первой ступени турбины с сопловым регулированием (ее обычно называют регулировочной ступенью) происходит перемешивание потоков пара, прошедших через различные группы сопел. Для этого камера между первой (регулировочной) ступенью и второй ступенью турбины должна иметь увеличенные осевые размеры.

Процессы расширения пара в регулировочной ступени в обоих его потоках, а также расширение пара в последующих ступенях турбины показаны на рисунке 4.7.

Рисунок 4.7 – Расширение пара в проточной части турбины с сопловым регулированием: а-б – расширение пара в регулировочной ступени турбины, прошедшего полностью открытые регулирующие клапана; в-г – расширение пара в регулировочной ступени турбины, прошедшего частично прикрытый регулирующий клапан; д-е – расширение пара в последующих ступенях турбины

На этом рисунке значения давления пара обозначены: р_0н- давление свежего пара на входе в нерегулируемые группы сопел; р_0р- давление пара на входе в регулируемую группу сопел; p₂ - давление пара после регулировочной ступени (в камере смешения), оно же является давлением на входе во вторую ступень турбины; p_z - давление пара за последней ступенью турбины.

Важно отметить, что переход к сниженной мощности турбины естественно сопровождается снижением общего расхода пара через турбину. Это требует снижения давления пара за регулировочной ступенью р₂. Действительно, так как все последующие ступени турбины нерегулируемые, то уменьшение расхода пара через них может произойти только при снижении давления пара на входе во вторую ступень турбины. А это приводит к значительному повышению перепада давлений и теплоперепада на том секторе регулировочной ступени, который работает на полном давлении пара. Вследствие этого увеличиваются механические нагрузки лопаток регулировочной ступени. Этот фактор особенно актуален для влажнопаровых турбин АЭС. Действительно, для таких турбин из-за невысоких параметров пара его объемные расходы больше, поэтому больше длина лопаток. Влияние этого фактора возрастает для турбин большой номинальной мощности.

Кроме того, рабочие лопатки за один оборот ротора проходят зоны разного давления пара, что приводит к пульсации механических нагрузок на лопатки.

С учетом изложенного в ПТУ АЭС сопловое регулирование не нашло распространения. Была попытка применения соплового регулирования лишь на турбине сравнительно небольшой мощности К‑220–44.

И еще одно важное обстоятельство следует иметь в виду при выборе способа регулирования расхода пара на турбину – сопловое регулирование важно для энергоблоков, работающих на пониженных параметрах (не в базовой области). Для режимов нагрузки более 40% от номинальной сопловое регулирование теряет свои преимущества по экономичности перед дроссельным регулированием.

С учетом этих соображений на всех отечественных турбинах АЭС применяют более простое с конструктивной точки зрения дроссельное регулирование. Отказались от соплового регулирования и на турбине К‑220–44. Ранее выпущенные турбины также перевели на дроссельное регулирование.

Со скользящими параметрами

Необходимого снижения давления пара перед сопловым аппаратом турбины при снижении мощности по зависимости (4.12) можно достичь и иным способом.

pс / pсном  Gт / Gтном;

(4.12)

Для этого регулирующий клапан турбины удерживают в полностью открытом положении на всех уровнях мощности. Снижения мощности турбины достигают снижением мощности ЯР (при соответствующем уменьшении подачи питательной воды на парогенератор). При этом уменьшается количество генерируемого пара и поэтому уменьшается расход пара на турбину. Давление пара перед соплами турбины (а также в паропроводе) устанавливается самопроизвольно в соответствии с принципом действия турбины. Это означает, что при снижении мощности энергоустановки давление пара в паропроводе и перед сопловым аппаратом первой ступени снижается ("скользит" вниз) в соответствии с законом, определяемым проточной частью турбины, т.е. в соответствии с зависимостью (4.12). Такой метод регулирования турбоагрегата называют регулированием при скользящем давлении пара в паропроводе. На рисунке 4.9 сопоставлены процессы расширения пара в турбине на сниженной мощности при скользящем и постоянном давлении пара в паропроводе.

Рисунок 4.9 – Процесс расширения пара в турбине при постоянном и скользящем давлении пара в паропроводе

При работе паротурбинной установки насыщенного пара на полной мощности расширение пара в турбине начинается в точке А (сухой насыщенный пар). На сниженной мощности процесс расширения пара сдвигается вправо. Точка начала расширения пара в турбине в соответствии с зависимостью (4.12) определяется сниженным давлением перед соплами первой ступени р_с, величина которого зависит только от заданного расхода пара на турбину, т.е. от заданного уровня мощности. Если в паропроводе поддерживается постоянное давление пара, то к начальному давлению расширения пара в турбине р_с приходят за счет дросселирования пара на регулирующем клапане (процесс А-Б). Процесс расширения пара в турбине на сниженной мощности начинается в точке Б (влажный пар). Если же в паропроводе давление "скользит" в соответствии с потребностями турбины, то начальная точка расширения пара в турбине - точка В (сухой насыщенный пар). Замена точки Б на точку В несколько увеличивает теплоперепад, срабатываемый в турбине. Это объясняется тем, что в области влажного пара кривые постоянного давления (изобары) представляют собой несколько расходящийся пучок. В результате КПД цикла возрастает.

Исследования показывают, что для энергоустановок с более высоким номинальным давлением свежего пара применение скользящего давления на частичных нагрузках дает более заметный экономический эффект.

Этим объясняется тот факт, что на ТЭС, где давление свежего пара значительно выше (порядка 15…25 МПа), регулирование ПТУ при скользящем давлении пара нашло достаточно широкое распространение. В то же время на АЭС, где давление пара сравнительно небольшое, скользящее давление пара не применяется. Хотя и в этом случае переход на скользящее давление может дать выигрыш в экономичности частичных режимов, правда менее значительный.

Из рассмотрения рисунка 4.9 следует, что применение скользящего давления экономически целесообразно до уровня точки Г, в которой параметры пара перед сопловым аппаратом в режиме скользящего давления и в режиме постоянного давления в паропроводе одинаковы. Для влажнопаровых турбин АЭС с номинальным давлением свежего пара 4…7 МПа давление пара методом скольжения может быть доведено до величины порядка 3 МПа. С увеличением номинального давления пара растет диапазон целесообразного снижения давления за счет его скольжения, т.е. отрезок А-Г увеличивается. Снижение давления пара в паропроводе ниже давления в точке Г с точки зрения экономичности ПТУ нецелесообразно. Начиная с этой точки, следует переходить на дроссельное регулирование ПТУ.

Так как снижение напора питательного насоса вносит дополнительный вклад в экономичность установки, то снижение давления пара методом скольжения можно доводить до значения несколько ниже давления в точке Г (см. рисунок 4.9).

Отметим также некоторые недостатки режима скользящего давления пара.

В отличие от ТЭС, работающих на перегретом паре, снижение давления на турбинах АЭС сопровождается снижением температуры пара. Поэтому для влажнопаровых турбин АЭС переход на скользящее давление пара не приводит к улучшению маневренных свойств энергоустановки. В режимах скользящего давления пара невозможно форсирование энергоблока в режиме "подхвата" мощности при аварийном снижении частоты тока в энергосистеме.

В процессе регулирования мощности энергоустановки при скользящем давлении пара меняется также температурный режим активной зоны ядерного реактора. Так как ЯР водо-водяного типа обладает весьма большим отрицательным температурным коэффициентом реактивности, то с изменением мощности энергоустановки значительно изменяется реактивность реактора. Это усложняет работу системы управления и защиты реактора (СУЗ), ухудшает маневренные свойства ППУ и ЯЭУ в целом.

В этой связи некоторые исследователи предлагают компромиссное решение вопросов. Его суть сводится к тому, что при незначительном снижении мощности используют дроссельное регулирование турбоагрегата с поддержанием постоянного давления пара в паропроводе. При необходимости значительного снижения мощности и при длительной работе в этом режиме снижают уставку давления пара, обеспечивая при этом все требования к переходному режиму. В дальнейшем продолжают работать в режиме дроссельного регулирования турбоагрегата с поддержанием постоянного, но сниженного давления пара, при котором можно использовать некоторые из отмеченных выше достоинств режима скользящего изменения давления пара, нейтрализуя в известной степени его недостатки по колебанию реактивности ЯР.

Вопрос внедрения скользящего давления пара в практику управления ЯЭУ весьма актуален.

По мере расширения атомной энергетики, когда АЭС должны будут шире привлекаться к регулированию нагрузки сети, важность его возрастает. Интерес к нему достаточно высок как в отечественной, так и в зарубежной атомной энергетике.

В настоящее время эксплуатация ЯЭУ АЭС при скользящем давлении свежего пара не включена в регламент эксплуатации энергоустановок в качестве штатного режима.

Пока такую эксплуатацию следует рассматривать как опытную. Наряду с этим следует отметить важность и актуальность режима скользящих параметров. В подтверждение этого можно сослаться на ГОСТ 24277-91 (Установки паротурбинные стационарные для АЭС. Общие технические условия), в котором в качестве одного из обязательных требований к ПТУ записано, что турбина должна допускать работу при скользящем давлении свежего пара.

Отметим еще одно весьма важное достоинство регулирования мощности ЯЭУ методом скользящего давления пара. Как уже отмечалось, снижение давления пара сопровождается снижением средней температуры теплоносителя первого контура. Вследствие этого высвобождается реактивность ядерного реактора. Это свойство реактора может быть использовано для увеличения его кампании.

Упоминаемая выше опытная эксплуатация ЯЭУ Кольской АЭС с реактором ВВЭР-440 была приурочена к концу кампании реактора, когда его запас реактивности был практически израсходован, а активная зона подлежала очередной плановой перегрузке. Однако в результате постоянного постепенного снижения мощности установки за счет соответствующего снижения давления пара по скользящему закону удалось продлить работу реактора на 115 календарных суток (84 эффективных суток). В результате была получена дополнительная энерговыработка в 917 млн.кВт·ч.

Отметим еще одну важную особенность опытной эксплуатации Кольской АЭС. В целях выявления влияния различных факторов на продление кампании ядерного реактора в первые 8 суток опытного режима работы ЯЭУ удалось сохранить полную мощность установки, несмотря на то, что запас реактивности реактора к началу режима был израсходован полностью. Для этого за счет дополнительного переоткрытия регулирующего клапана турбоагрегата (открытие клапана на величину, большую номинальной) и вызванного за счет этого некоторого снижения давления пара (с 44 до 41 кГс/см²) удалось снизить среднюю температуру теплоносителя (с 284^оС до 276^оС). Высвободившейся при этом реактивности реактора оказалось достаточно для работы установки на полной мощности на протяжении восьми суток. Для обеспечения дальнейшей работы установки пришлось снижать мощность.

В заключение отметим, что, несмотря на накопление многих данных по теоретическому и экспериментальному исследованию режима скользящего давления пара в ПТУ АЭС, проблему нельзя считать решенной полностью.

Применение скользящего давления пара связано с недостаточно исследованными изменениями рабочих процессов в ППУ и ПТУ, вызывает значительные изменения в нейтронно-физических характеристиках реактора, существенно изменяет температурный режим реактора, парогенератора, турбоагрегата и пр.

Требуется дальнейшее исследование этой проблемы, определение границ целесообразности использования режима скользящего давления пара, поиск наиболее рациональных способов его реализации. Именно поэтому в настоящее время в регламент эксплуатации ЯЭУ АЭС режим использования скользящих параметров пара пока не включен.