Автоматизоване управління технологічним процесом генерації вологої пари в енергоблоках з реакторами ВВЕР-1000

Размещено на http://www.allbest.ru/

ОДЕСЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ ПОЛІТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ

Беглов Костянтин Вячеславович

УДК 621.181. 6: 62-52

Автоматизоване управління технологічним процесом генерації вологої пари в енергоблоках з реакторами ВВЕР-1000

05.13. 07 - автоматизація технологічних процесів

Автореферат

дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата технічних наук

Одеса-2004

Дисертацією є рукопис.

Робота виконана у Одеському національному політехнічному університеті Міністерства освіти і науки України.

Науковий керівник Доктор технічних наук, професор

Демченко Владислав Олексійович

Одеський національний політехнічний університет, професор кафедри Автоматизації теплоенергетичних процесів

Офіційні опоненти:

Доктор технічних наук, професор Дуель Михайло Олександрович, Харківський науково-дослідний інститут комплексної автоматизації, замісник директора з наукової роботі

Кандидат технічних наук, доцент Хобін Віктор Андрійович, Одеська національна академія харчових технологій, доцент кафедри автоматизації виробничих процесів

Провідна установа:

Науково-виробнича корпорація "Київський інститут автоматики"

Захист відбудеться 22.04.2004 р. о 14 год. на засіданні спеціалізованої вченої ради Д41.052.01 Одеського національного політехнічного університету за адресою: 65044, м. Одеса, проспект Шевченка, 1, ауд. 400-а

З дисертацією можна ознайомитись у науковій бібліотеці Одеського національного політехнічного університету за адресою: 65044, м. Одеса, проспект Шевченка, 1.

Автореферат розіслано 21.03.2004 р.

Вчений секретар спеціалізованої

вченої ради, професор Ямпольський Ю.С.

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

вологість пари парогенератор управління

Актуальність теми. В Україні на чотирьох АЕС експлуатується 13 енергоблоків, що виробляють більш 45% електричної енергії. Характерними результатами можливих відмов обладнання АЕС є недовироблення електроенергії і економічні збитки. Тому надійна і безпечна робота ядерних енергетичних установок -- це гарантія стабільності в економіці і соціальній сфері.

Зростання вимог до надійності і ефективності АЕС диктує у кінцевому підсумку необхідність досягнення принципово нового якісного рівня експлуатації АЕС. В теперішній час на більшості АЕС України відбувається модернізація АСУ ТП і переведення її регуляторів з аналогового на цифровий комплекс технічних засобів. Це дозволить поширити функціональні можливості АСУ ТП, а саме, застосовувати нові алгоритми управління. Для рішення таких задач важливим є пошук нових каналів інформації про хід технологічних процесів в технологічних об'єктах управління АЕС і вдосконалення на цій основі систем регулювання технологічних процесів.

Однім з технологічних параметрів, від якого залежить надійність і економічність роботи блока, є вологість пари, що подається на турбіну. Відомо, що вологість пари після парогенератора (ПГ) суттєво залежить від рівня води у ньому та витрати пари на турбіну.

Рівень води в ПГ вимірюється гідростатичними рівнемірами. При цьому застосовуються рівнеміри двох типів. Рівнеміри з базою 1 м і двокамерними зрівняльними посудинами використовуються в системах контролю і автоматичного регулювання рівня води. Рівнеміри з базою біля 4 м і однокамерними зрівняльними посудинами використовуються в системах контролю і технологічного захисту ПГ по рівню води. Істотним недоліком штатних систем контролю рівня води є те, що при розрахунку рівнемірів обох типів вважається, що вода в ПГ не кипить і знаходиться на лінії насичення. Це приводить до того, що рівень води в ПГ вимірюється з мультиплікативною погрішністю, що залежить від навантаження ПГ. Слідством цього є те, що автоматичний регулятор підтримує завищений рівень води у порівнянні з нормованим, а систематична погрішність стабілізації рівня залежить від навантаження ПГ.

Означені обставини приводять до того, що парогенератори генерують пару з вологістю вище нормованої. Це, в свою чергу, приводить до зниження потужності блоку і підвищеного зношення лопаточного апарату турбіни. Так, збільшення вологості перед турбіною на 1% вище номінального значення (0.5% перед турбіною) приводить до зниження економічності турбоагрегату на 0.13%, а також до зменшення потужності генератора на 0.75 - 1.5. Крім того, практично на всіх АЕС України відсутні системи безперервного вимірювання вологості пари, що ускладнює означену ситуацію. І хоча на деяких АЕС, наприклад, Південно-Українській, є вологоміри, інформація, що одержується, використовується не достатньо ефективно.

Сказане вище свідчить про необхідність впровадження і вдосконалення систем вимірювання вологості пари на енергоблоках і використання сигналу по вологості в системах регулювання рівня води в ПГ.

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами і темами. Дослідження проводилися в рамках госпдоговора з ЮУАЕС №1222-47 "Оцінка дієздатності системи виміру вологості пари на блоці №2 конструкції НИЦ ВНИИАМТЕПЛОТЕХ" згідно з наказом №1 від 4.01.1998 р. по ЮУАЕС "Об итогах работы ПО "Южно-Украинская АЭС" в 1997 г. и основных задачах на 1998 г." Автор був співвиконавцем роботи.

Мета та задачі дослідження. Об'єктом дослідження є система генерації пари двоконтурних АЕС. Предмет дослідження - система регулювання живлення ПГ з урахуванням нового каналу вимірювання вологості пари.

Метою роботи є вдосконалення системи управління технологічними процесами генерації пари на АЕС для забезпечення безпеки експлуатації турбогенератору і підвищення економічності блока.

При цьому вирішувалися наступні задачі:

· аналіз стану систем управління живленням парогенераторів АЕС;

· створення математичної моделі парогенеруючого тракту як об'єкта управління вологістю пари;

· експериментальна перевірка адекватності математичної моделі парогенеруючого тракту;

· синтез АСУ процесом генерації пари, яка забезпечує економічну і безпечну роботу ядерної енергетичної установки.

Наукова новизна отриманих результатів. Розроблена комплексна математична модель системи генерації пари, що забезпечує одержання інформації по каналах "рівень в ПГ -- вологість пари після ПГ", "вологість пари після ПГ -- вологість пари перед турбіною" і "витрата пари -- вологість пари перед турбіною". Вперше експериментально досліджений парогенеруючий тракт (ПГТ) як об'єкт регулювання вологості пари. Отримані нові дані про статичні та динамічні властивості об'єкту дослідження по означеним каналам. Запропонована нова структура АСР живлення ПГ з контролем вологості пари перед турбіною. Шляхом моделювання перевірена дієздатність запропонованої АСР рівня в ПГ.

Практичне значення отриманих результатів. Модернізація системи регулювання дозволяє підвищити точність підтримання заданого значення вологості в статичних режимах роботи блока на всіх робочих навантаженнях. Математична модель ПГТ може бути використана при проектуванні нових систем управління для технологічних процесів генерації пари. Експериментальні дані -- для розрахунку завдання регуляторів живлення ПГ. Результати дисертаційних досліджень прийняті до використання на блоках №1 і №2 ЮУ АЕС, а також можуть бути застосовані на інших блоках АЕС з ВВЕР.

Особистий внесок здобувача. Особистий вклад автора в дисертаційну роботу полягає в побудові математичної моделі парогенеруючого тракту як об'єкту управління вологістю пари, уточненні експериментальної моделі процесів генерації вологої пари в парогенераторах ПГВ-1000, виведенню рівнянь, що описують статичні і динамічні характеристики паропроводу як елемента парогенеруючого тракту, зрівняльної посудини і дросельного вологоміра, обробці і узагальненні експериментальних даних, отриманих при випробуваннях системи вимірювання вологості пари на ЮУ АЕС.

Апробація роботи. Основні положення дисертації були викладені і обговорені на наступних науково-технічних конференціях і доповідях: IX міжнародна конференція "Удосконалення процесів та апаратів хімічних, харчових та нафтохімічних виробництв". м. Одеса. Вересень 1996 р., 4 міжнародна конференція "Молодь -- ядерній енергетиці". м. Одеса. Листопад 1997 г., 4 семінар "Моделювання в прикладних наукових дослідженнях". ОГПУ. м. Одеса. 1997 г., 4 Українська конференція з автоматичного управління "Автоматика 97". м. Черкаси. Червень 1997 г., 5 Українська конференція з автоматичного управління "Автоматика 98". м. Київ. Травень 1998 р., 5 семінар "Моделювання в прикладних наукових дослідженнях". м. Одеса. 1998 р., 6 Українська конференція з автоматичного управління "Автоматика 99". м. Харків. Травень 1999 р., 8 Українська конференція з автоматичного управління "Автоматика 2001". м. Одеса. Вересень 2001 р., 9 Українська конференція з автоматичного управління "Автоматика 2002". м. Донецьк. Вересень 2002 р., 10 Українська конференція з автоматичного управління "Автоматика 2003". м. Севастополь. Вересень 2003 р.

Публікації. По матеріалах дисертаційної роботи опубліковано 5 статей в наукових журналах за переліком ВАК та 3 статті в матеріалах конференцій і семінарів. Роботи написані спільно з проф. Ю.К. Тодорцевим та проф. В. О. Демченко.

Структура і зміст роботи. Дисертаційна робота складається з вступу, 4 розділів, висновків, бібліографії і додатків. Викладена на 157 сторінках машинописного тексту, містить 73 малюнка, 3 таблиці і додатки на 30 сторінках. Список літератури складається з 95 найменувань.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ

У вступі обґрунтовується важливість та актуальність теми дисертації, викладені мета та задачі досліджень. Сформульовані основні положення та результати, досягнуті під час виконання роботи, їх наукова новизна.

В першому розділі роботи виконаний аналіз парогенеруючого тракту як об'єкта управління вологістю пари перед турбіною. Визначені основні керуючі та збурюючи впливи: фізичний рівень H пароводяної суміші в парогенераторі (ПГ), витрата пари з ПГ G_D, різність температур теплоносія першого контуру до і після ПГ t_I, витрата теплоносія G_I, тиск пари P_D, що іде на турбіну, витрата живильної воді G_ЖВ та її температура t_ЖВ.

Проведений аналіз основних методів вимірювання вологості пари показує, що для використання на енергоблоках АЕС найкращим можна вважать ємнісний, оснований на різноманітній діелектричній проникності рідкої і парової фаз вологої пари. Однак, виходячи з запитань практики, був прийнятий калориметричний метод, оснований на ізоентропному дроселюванні вологої пари до стану перегрітої і вимірюванні термічних параметрів (температури і тиску).

Після аналізу рівня автоматизації парогенеруючого тракту енергоблока з'ясовано, що вологість пари до теперішнього часу вимірюється тільки при пусках енергоблоків сольовим методом, за допомогою якого не можливо встановити збільшення вологості пари при русі від ПГ до турбіни. З іншого боку, аналіз роботи штатної АСР живлення ПГ в статичних режимах показує, що наявність мультиплікативної погрішності вимірювання рівня не дозволяє забезпечити генерацію пари заданої вологості при зміні навантаження енергоблока.

Таким чином, наявність залежності вологості пари від рівня води і навантаження ПГ, а також можливі зміни навантаження енергоблока за умовами роботи енергосистеми або за технологічним обмеженням в обладнанні самого енергоблока ставлять задачу безперервного або періодичного контролю вологості пари перед турбіною і використання цієї інформації в системах управління парогенератором. Неможливість точного вимірювання рівня води штатними системами контролю при одночасній відсутності на більшості АЕС систем вимірювання вологості пари або їх велика погрішність приводить до необхідності проведення непрямої оцінки вологості пари при відомих режимних параметрах блока з використанням математичної моделі парогенеруючого тракту по вологості пари.

Другий розділ присвячений розробці математичної моделі об'єкта управління, за допомогою якої проводитиметься подальше дослідження. Об'єкт управління -- це парогенеруючий тракт від парогенератора до турбіни. Тракт розбитий на наступні характерні ділянки: парогенеруючий пучок (ПГП), ділянка гравітаційної сепарації (ГС), ділянка жалюзійної сепарації (ЖС), паропровід від ПГ до турбіни, а також вимірювальні перетворювачі рівня і вологості пари. Парогенеруючий пучок, крім того, також розділений на два елемента: трубний пучок, заглиблений в киплячу рідину, як елемент генерації пари, і рівноважна ємність, як об'єкт регулювання рівня пароводяної суміші. Виходом першого і входом другого елемента є значення паровмісту в заданій точці ПГ. Вихід другого елемента -- значення фізичного рівня H пароводяної суміші з урахуванням місця його вимірювання.

Відомі роботи Титова В.Ф., Козлова Ю.В., Рассохина Н.Г., Охотина В.В., Горбурова В.І., у яких описуються математичні моделі більшості окремих ділянок об'єкта. Але у роботі вперше наведена комплексна математична модель парогенеруючого тракту у цілому.

Особливістю горизонтальних парогенераторів, застосовуваних на АЕС з ВВЕР, є нерівномірність тепловиділення по об'єму трубного пучка, а також наявність неорганізованих контурів круговороту робочого тіла. Ці фактори значно ускладнюють розрахунок параметрів круговороту (швидкості і направлення руху води і пари, паровміст, густина пароводяної суміші, перепади тиску між різноманітними точками об'єму трубної системи) і не дають можливості виразити фізичний рівень води як функцію вагового рівня і навантаження ПГ. Однак, на основі методики розрахунку параметрів круговороту при наявності неорганізованих контурів, яка була запропонована МЕІ, була розроблена програма, за допомогою якої розраховують вище перераховані параметри. Розрахунок проводиться на основі конструктивних характеристик парогенеруючого пучка і значень вхідних впливів. У результаті розрахунку визначають значення дійсного паровмісту у залежності від місця визначення й парового навантаження ПГ. Ці дані використовують для визначення дійсного значення рівня води для будь-якої точці дзеркала випаровування.

Аналізуючи відомі математичні моделі ПГ з точки зору динамічних властивостей по рівню котлової води, можна сказати наступне. Наявність пари під дзеркалом випаровування приводить до того, що збільшення підведення теплоти до ємності виявляє двоякий вплив на рівень. З одного боку, відбувається падіння рівня по інтегральному закону, що визначається випаровуванням води і відповідним зменшенням об'єму води в ємності; з іншого боку, відбувається збільшення обсягу пари під дзеркалом випаровування із-за збільшення його генерації. Сумарна дія цих процесів приводить до короткочасного збільшення рівня -- "набуханню". Аналогічні процеси відбуваються при збільшенні витрати недогрітої води, бо при цьому відбувається збільшення води в ємності по інтегральному закону і водночас зменшення обсягу пари із-за зменшення генерації пари. Набухання зменшується при зменшенні недогріву води i'-i_ПВ. Нерівномірний розподіл паровмісту по об'єму ПГ приводить до того, що при нанесенні збурень дійсний рівень води у різних зонах ПГ змінюється на різні значення.

При кипінні води в об'ємі ПГ проходження пара через шар рідини супроводжується відривом крапель вологи від дзеркала випаровування і наступним забросом їх в паровий об'єм. Сепарація крапель вологи здійснюється за рахунок сили гравітації. Відповідно, вологість пари змінюється в залежності від висоти парового простору.

З точки зору теорії автоматичного управління ділянки гравітаційної і жалюзійної сепарації представляють собою пропорційні ланки з нелінійними коефіцієнтами передачі. Виходячи з відомих рівнянь, які описують сепарацію вологі у великому об'ємі, була одержана статична характеристика ділянки гравітаційної сепарації:

(1)

Де

,

w -- зміна швидкості виходу пари із дзеркала випаровування;

h -- зміна фізичного рівня води у ПГ;

-- кінематична в'язкість рідкої фази,

-- поверхневий натяг рідкої фази,

g -- прискорення вільного падіння;

', '' -- густина води і пари на лінії насичення, відповідно;

-- істинний об'ємний паровміст;

H_П -- висота парового об'єму з урахуванням набухання;

H_К -- відстань від зануреного дірчавого листа до жалюзійних сепараторів;

h_М -- масовий рівень котлової води;

w₀ -- швидкість виходу пари із дзеркала випаровування.

Після гравітаційної сепарації відбувається осушення пари у внутрішньобарабанному жалюзійному сепараторі. Жалюзі -- хвилеподібні пластини, виконані з нержавіючої сталі і розташовані в верхній частині парогенератора. Існуючі аналітичні рівняння, що описують процеси осадження вологи на поверхнях знакозмінної кривизни (якім і є жалюзійний сепаратор), занадто громіздкі і вимагають відомостей про розміри крапель, що містяться в парі. Для промислових об'єктів такі відомості отримати важко (якщо взагалі можливо). Тому було підібрано апроксимуючи рівняння, що описують сепараційні характеристики сепараторів. Статичну характеристику ділянки жалюзійної сепарації можна описати системою рівнянь:

(3)

_нач -- початкова вологість (після гравітаційної сепарації);

_ЖС -- вологість після жалюзійного сепаратора;

W_КР -- критична швидкість пари в сепараторі.

Наступним елементом парогенеруючого тракту є паропровід від ПГ до турбіни. Відомо, що при русі пари по паропроводу існують неминучі втрати тиску і тепла, тому теплофізичні параметри пари в початку і в кінці паропроводу відрізняються, таким чином, при русі пари від ПГ до турбіни його вологість збільшується. При номінальній потужності блоку приріст складає 0.15 - 0.20%.

Виходячи з тиску, термодинамічних співвідношень і апроксимуючих рівнянь, що описують залежності ентальпії води і пари на лінії насичення від тиску, вперше отримана статична характеристика паропроводу, що встановлює залежність між вологістю пари перед турбіною (_а), вологістю пари після ПГ (_е), тиском пари після ПГ (р_е) і тиском пари в точці вимірювання (р_а):

(4)

По каналу "витрата пари - тиск пари перед турбіною" паропровід представляє собою інтегродиференційну ланку:

(5)

По каналу "вологість пари після ПГ - вологість пари перед турбіною" паропровід представляє собою ланку чистого запізнення з часом затримки 1.62 с.

(6)

Для вимірювання рівня в парогенераторі використають вимірювальну систему, що складається зі зрівняльної посудини (ЗП), імпульсних ліній і дифманометра.

При вимірюванні рівня із застосуванням двохкамерної ЗП, підключеної на боковому днищі ПГ, формула для розрахунку перепаду тиску, що вимірюється дифманометром, наступна:

(7)

де H_Б -- "база" ЗП (відстань між плюсовим і мінусовим відборами рівнеміру);

h -- рівень середовища, що вимірюється, відрахований від мінусового відбору;

_СМ -- густина середовища, що вимірюється (пароводяної суміші);

g -- прискорення вільного падіння.

В теперішній час при розрахунку штатних рівнемірів АЕС приймається, що середовище, що вимірюється, знаходиться в стані насичення і не кипить, тобто: _СМ. Це допущення справедливо тільки в режимі МКР (мінімально контрольованого рівня потужності реактора). При підвищенні потужності вода в парогенераторі починає кипіть і густина, вже пароводяної суміші, відрізняється від розрахункової:

(8)

Таким чином, при одному і тому же фізичному рівні перепад тиску, зміряний дифманометром, буде відрізнятися від розрахункового на величину:

(9)

Цей вираз менш нуля, отже, рівнемір буде занижувати показання.

Наявність динаміки двокамерної зрівняльної посудини (ЗП) зумовлюється кінцевим часом перетікання води з ПГ по єднальній трубці до широкої посудини змінного рівня ЗП та назад. Рівняння динаміки ЗП виведено на підставі рівняння збереження імпульсу. Для турбулентного руху води в єднальній трубці було одержано нелінійне рівняння. Отримані криві розгону ЗП за нелінійним рівнянням були з достатньою точністю для моделювання апроксимовані кривими розгону інерційної ланки 1-го порядку з усередненою сталою часу 4.2 с.

В роботі були отримані динамічні властивості дросельного вологоміра. Основними джерелами інерційності, що визначають динамічні властивості вологоміра, є інерційність зміни тиску пари при дроселюванні (Т_ДУ=3,2 с) і інерційність вимірювання температури пари після дроселювання, що визначається інерційністю вимірювального перетворювача температури (для термометра опору типу ТСП-8053 вона складає Т_ТС=4 с).

Третій розділ присвячений дослідженню властивостей об'єкта управління за допомогою математичної моделі та експериментальному підтвердженню адекватності розробленої моделі.

Отримані експериментальні дані дали можливість уточнити коефіцієнти розробленої математичної моделі. На уточненій моделі були досліджені наступні реальні експлуатаційні режими:

- зміна навантаження блоку (N). При цьому змінюється різність температур теплоносія 1-го контуру і температура живильної води t_ЖВ;

- підтримання ненормованого рівня води в ПГ із-за методичної погрішності рівнеміру як великої, так і малої бази;

- зменшення температури живильної води (t_ЖВ) із-за відключення однієї або обох груп підігрівачів великого тиску.

Наявність математичної моделі дозволяє оцінити запас води в ПГ при зміні парового навантаження і нормованому значенні дійсного рівня води (h). Ця характеристика відображає запас води для охолоджування реактора.

Вхідними впливами для моделі є: температура теплоносія 1-го контуру до і після ПГ (t_ГОР і t_ХОЛ, відповідно), температура живильної води (t_ЖВ), витрата пари на турбіну (G_D). Виходом об'єкту є: дійсний рівень пароводяної суміші в парогенераторі (h) і вологість пари перед турбіною (_тр).

Для перевірки адекватності моделі результати моделювання порівнювалися з відомими експериментальними даними.

Проведений метрологічний розрахунок каналу вимірювання вологості пари виявив, що при застосуванні засобів вимірювання, яки використаються на АЕС, абсолютна погрішність вимірювання вологості складала 0.3 %. Після індивідуального градуювання засобів вимірювання за допомогою цифрових приладів і обробки сигналів вимірювальної інформації, абсолютну погрішність вдалося довести до 0.005%.

За допомогою розробленої моделі був проведений розрахунок параметрів круговороту води в парогенераторі ПГВ-1000. Порівняння розрахункових і експериментальних даних, отриманих ОРГРЕС, наведено в таблиці 1.

Таблиця 1. Значення паровмісту в різних зонах ПГ

Зона вимірювання	Балаковська АЕС (=7,3 %)	Ново-Воронежська АЕС (=3,7 %)	розрахунок
Над трубним пучком	0,6	1,0	0,84
Пучок - закраїна ("гаряча" сторона)	0,53	0,8 (=6,1 %)	0,63
"Гарячий" коридор	0,56	0,55	0,74
Пучок - закраїна ("гарячий" торець)	0,37	--	0,59
"Холодний" коридор	0,45	0,53	0,50
Пучок - закраїна ("холодний" торець)	0,45	--	0,53

Як видно з таблиці, над трубною системою (над пакетами і коридором) розрахункові значення паровмісту знаходяться між значеннями, відповідними різним ступеням перфорації зануреного дірчастого листа (=7, 3% і =3, 7 %). Порівнюючи наведені розрахункові і експериментальні значення, можна зробити висновок, що в цілому модель задовільно описує теплогідравлічні процеси, що відбуваються в парогенеруючому пучку.

На основі отриманих значень паровмісту і витрат пари була розрахована статична характеристика ПГ. Також наведені відомі експериментальні сепараційні характеристики ПГ для різних блоків АЕС.

Найкращий збіг розрахункових і експериментальних даних спостерігається для значень рівня h=300 - 450 мм, що відповідає значенням вологості =0,13 - 1.0 %. При менших значеннях рівня розрахунок по моделі дає завищене значення вологості у порівнянні з експериментальними даними. Однак при експлуатації ПГ малі значення рівня не допустимі за регламентом. Таким чином, область найкращого збігу розрахункових і експериментальних даних знаходиться в межах, найбільш імовірних при експлуатації ПГ.

Маючи статичну залежність вологості пари від витрати пари і масового рівня води в ПГ =f(G_D, h), було побудовано графік, у відповідності з яким необхідно підтримувати масовий рівень води в ПГ при зміні навантаження, щоб забезпечити задане значення вологості.

Пара, яка вироблена в ПГ, подається на турбіну по паропроводу. Як вказувалося раніше, в процесі руху пари його вологість росте внаслідок необоротних теплових і гідравлічних втрат. За допомогою розробленої моделі була досліджена залежність вологості пари перед турбіною від витрати пари, тиску пари в ПГ і вологості пари після ПГ.

Тиск пари перед турбіною для блоків АЕС є регульованою величиною. Вона вимірюється в головному паровому колекторі (ГПК) і стабілізується або регулятором турбіни, або регулятором реактора АРМ-5С, в залежності від режиму роботи блока. Оскільки зі збільшенням парового навантаження втрати в паропроводі зростають, а тиск стабілізується не в ПГ, а в ГПК, то тиск в ПГ зі збільшенням навантаження зростає. Для конструктивних параметрів блоку з ВВЕР-1000 розрахована залежність втрати тиску в паропроводі від витрати пара. Залежність є квадратичною. Оскільки вологість пари пропорційна втраті тиску пари в паропроводі, то і залежність приросту вологості від витрати пари також, як і для втрати тиску, квадратична. На максимальному навантаженні, тобто при витраті пари G_D=400 кг/с, збільшення вологості пари в паропроводі складає 0.3%. Таким чином, якщо в ПГ вологість пари нормована і дорівнює 0.2%, то перед турбіною вона буде дорівнювати 0.5%. При потужності менш номінальної приріст вологості також буде меншим, і дорівнюватиме при G_D=300 кг/с -- 0.175%, при G_D=200 кг/с -- 0.08%.

Із-за істотної зони нечутливості регулятора тиску можливі коливання тиску пари в ПГ і, відповідно, в паропроводі. Це також впливає на вологість пари перед ГПК. Причому зі зростанням навантаження вплив збільшується. Статична характеристика залежності вологості пари від зміни тиску пари після ПГ. При витраті пари 400 кг/с збільшення тиску пари на 0.5 МПа від номінального приводить до збільшення вологості на 0,016 %; тоді як при витраті пари 300 кг/с -- усього на 0,008 %. Відповідно коефіцієнт передачі по каналу "тиск пари після ПГ - вологість пари перед ГПЗ" змінюється від

при витраті пари G_D=50 кг/с до

при G_D=400 кг/с.

Вплив вологості пари після ПГ на вологість пари перед ГПК. Відхилення вологості пари на виході ПГ приводить до практично такого ж відхилення вологості перед ГПК. Коефіцієнт передачі при зміні витрати пари змінюється незначно. Його середнє значення дорівнює k=0,991 %/%.

Як було вказано раніше, залежність вологості пари від навантаження блоку є нелінійною, а вологість пари в кінці паропроводу лінійно залежить від вологості пари в початку паропроводу. Відхилення тиску пари в паропроводі також виявляє вплив на вологість, причому вплив тим більше, чим більше витрата пари на турбіну.

Розроблена математична модель статики об'єкту дозволяє розрахувати: вологість пари після ПГ і перед турбіною в залежності від парового навантаження ПГ і показань рівнеміра з урахуванням його методичної погрішності; вологість пари після ПГ і перед турбіною при відхиленні тиску пари в ПГ від номінального значення; запас води в ПГ на різних потужностях з урахуванням показань рівнеміра, статичну залежність масового рівня води в ПГ від потужності блока при постійному значенні вологості пари після ПГ.

Показано, що при навантаженні ПГ понад 265 кг/с (65 %) і підтриманні нормованого рівня води 320 мм, вологість пари після ПГ перевищує нормоване значення 0.2%.

На основі розробленої моделі парогенеруючого тракту розрахована залежність дійсного рівня води в ПГ від його навантаження, при якій вологість пари не буде перевищувати нормоване значення.

Четвертий розділ присвячений синтезу системи управління живленням ПГ з корекцією по вологості пари перед турбіною.

Основними результатами розробки математичної моделі по вологості пари стало встановлення конкретної залежності між вологістю пари і величинами, що впливають, зокрема, навантаженням ПГ та рівнем води, зміряним рівнеміром малої бази.

Цю інформацію можна використати на АЕС для рішення наступних задач:

- розробки автоматичної системи управління вологістю пари перед турбіною на базі мікропроцесорної техніки;

- розробки автоматичної системи регулювання рівня води в ПГ з корекцією завдання регулятору по навантаженню ПГ на базі аналогових технічних засобів типу "Каскад".

- розрахунку вологості пари по поточним вимірюванням технологічних параметрів (парове навантаження, рівень води за показаннями рівнеміра малої бази, тиск в ПГ і ГПК) для ручного оперативного управління роботою енергоблоку з метою підвищення його економічності і надійності.

Оскільки діюча АСР живлення ПГ підтримує струм дифманометра-рівнеміра, а не фізичний рівень води, то останній при збільшенні навантаження ПГ виявляється завищеним. Таким чином, додатковий вплив навантаження ПГ на рівень води можна вважати неконтрольованим впливом. Типова схема АСР не може забезпечити підтримання заданого значення вологості пари перед турбіною без зміни завдання регулятору. Тому в схему необхідно додати контур корекції завдання по вологості пари. З точки зору практичної реалізації запропоновано АСР з корекцією завдання основному регулятору живлення ПГ за допомогою програмного задатчика. Метою такої системи регулювання є введення поправки на сигнал вимірювальної інформації, що надходить від рівнеміра, у відповідності з навантаженням парогенератора.

Структурна схема АСР з корекцією завдання основному регулятору живлення.

На схемі прийняті наступні позначки: W_РЖ(s) - передаточна функція регулятора живлення; W_GD-L(s) - передаточна функція парогенератора по каналу "витрата пари - рівень води"; W_GW-L(s) - передаточна функція парогенератора по каналу "витрата живильної води - рівень води"; W_GD(s) - передаточна функція витратоміру пари; W_GW(s) - передаточна функція витратоміру води; W_L(s) - передаточна функція рівнеміру; W_ТР(s) - передаточна функція трубопроводу живильної води; L_ЗАД - задане значення рівня води; L_КОР - сигнал, що корегує завдання регулятору.

Традиційна АСР живлення залишається як базова. Однак в неї додається блок, для виробки корегуючого сигналу для регулятора. Для корекції використовуються наступні сигнали: t - різність температур теплоносія до і після ПГ, t_ЖВ -- температура живильної води, P -- тиск пари в ПГ, h -- показання штатного рівнеміру регульованого рівня. На основі цих сигналів розраховується парове навантаження ПГ і у відповідності з сепараційною характеристикою розраховується поправка на показання штатного рівнеміру. В АСР живлення несерійних блоків здійснюється вимірювання витрати пари. В цьому випадку навантаження і, відповідно, поправка визначається тільки по витратоміру пари, цей зв'язок показаний пунктиром.

Динамічні властивості штатних АСР живлення добре відомі. У теперішній час енергоблоки АЕС експлуатуються у базовому режимі. Необхідні зміни потужності у нормальних режимах проводяться з малою швидкістю (збільшення потужності від 0 до 100 % проводиться за 6 годин). Оскільки інерційність парогенеруючого тракту і вологоміра в порівнянні з цім досить мала, то вказані зміни навантаження блока для системи вимірювання вологості є фактично статичними. У зв'язку з цім запропонована АСР живлення досліджується у статичних режимах.

На ПУАЕС до початку досліджень вже були встановлені дросельні вологоміри конструкції НДЦ ВНДІАМТЕПЛОТЕХ. В період з вересня 1997 по січень 1998 р. на блоку №2 ПУАЕС проводилась їх наладка і іспити. Розрахована статична характеристика дросельних вологомірів була передана оперативному персоналу для контролю якості пари, що подається на турбіну.

Після наладки системи вимірювання вологості пари була проведена серія експериментів по перевірці статичних властивостей ділянки парогенеруючого тракту по каналах "потужність блоку -- вологість пари перед турбіною, "рівень -- вологість пари перед турбіною". Потужність блоку підтримувалася на наступних рівнях: 5 МВт, 450 МВт, 750 МВт і 1000 МВт, рівень контролювався штатним рівнеміром "малої" бази.

Графік зміни вологості пари при пуску блока.

Лінією 1 показані експериментальні дані, лінією 2 -- розрахунок по моделі. В якості вхідних даних для розрахунку були взяті різниця температур теплоносія перед і після ПГ, тиск пари в парогенераторі і показання штатного рівнеміра "малої" бази.

Як видно з графіка розрахункові дані співпадають з експериментальними досить добре. Протягом перших 450 - 500 хвилин вологість пари, яка розрахована по моделі менш ніж вологість, яка виміряна за допомогою вологоміра. Це пояснюється погрішністю системи вимірювання із-за великих коливань тиску пари у паропроводі і практично нульовою витратою пари на турбіну. У цей час пара подавалася на особисті потреби. Після 800 хвилин почався набір потужності блоку і розрахункові і експериментальні дані почали співпадати. Коефіцієнт кореляції для всієї вибірки дорівнює 0,96. Перевірка адекватності моделі експериментальним даним за критерієм Фішера показала, що модель адекватна.

Після настройки системи вимірювання вологості пари і уточнення коефіцієнтів математичної моделі для кожного парогенератора (зокрема коефіцієнтів гідравлічного опору паропроводу), була розрахована сепараційна характеристика парогенератора для різних значень його навантаження, в якої у якості аргументу є показання штатного рівнеміра малої бази. За допомогою розрахованої сепараційної характеристики розроблена статична програма зміни завдання регулятора рівня, згідно якої необхідно підтримувати рівень в ПГ для забезпечення на виході ПГ заданого значення вологості пари 0.2%.

Графік зміни завдання.

Згідно з графіком, до навантаження 60 - 65 % змінювати завдання регулятору не потрібно. Рівень необхідно підтримувати на максимально можливому (з точки зору гідродинаміки ПГ) значенні, тим самим забезпечивши якнайбільший запас води в ПГ для охолодження реактора. При збільшенні навантаження понад 65 % необхідно зменшувати рівень в ПГ. Хоча вологість пари при зміні навантаження змінюється нелінійно, закон зміни завдання прийнято лінійним, оскільки у вузькому діапазоні навантаження (від 70 до 100 %) відносна погрішність від лінеаризації не перевищує 2,5 %. Наявність на графіку двох горизонтальних ділянок пояснюється наступним: усі експериментальні сепараційні характеристики ПГ були отримані при показаннях штатних рівнемірів, рівня що регулюється, в діапазоні від 100 до 500 мм. Це верхня горизонтальна лінія. Однак при експлуатації ПГ встановлюються обмеження у виді уставок спрацьовування захисту по підвищенню и пониженню рівня води. На різних АЕС у залежності від того, проводились чи ні дослідження парогенераторів і рівнемірів, підтримується різний номінальний рівень води. Уставки захисту і блокіровки відраховуються від цього рівня. У даному випадку прийнято, що рівень підтримується на 120 мм менш ніж уставка, тобто 350 мм. Це нижня горизонтальна лінія.

На основі математичної моделі, яка була скорегована згідно сепараційної характеристиці, була розроблена програма для інформаційної підтримки оператора. Дана програма може бути використана як програмний задатчик, або в режимі порадника.

За допомогою програмного моделювання було проведено перевірку дієздатності запропонованої системи регулювання. В якості вхідних сигналів було використано дані, які отримані від штатної інформаційної системи при пуску блока, а саме: різниця температур теплоносія першого контуру перед и після ПГ, тиск пари у ПГ, температура живильної води. Рівень води в ПГ задавався в моделі згідно з графіком, наведеним на рисунку 8. При моделюванні вологість пари після ПГ не перевищила допустимого значення 0,2 %.

Результати моделювання були передані оперативному персоналу ПУАЕС для подальшого використання.

ВИСНОВКИ

Дослідження і експлуатація парогенераторів АЕС з ВВЕР показали, що надійність і економічність енергоблоків АЕС з ВВЕР суттєво залежить від вологості пари, що генерується. Остання, в свою чергу, суттєво залежить від парового навантаження та рівня води в ПГ. У теперішній час автоматичні регулятори рівня води в ПГ із-за неточності в методиці розрахунку гідростатичних рівнемірів підтримують завищений рівень води. Цей факт, а також відсутність на більшості АЕС України вологомірів пари робить актуальною розробку методики аналітичного розрахунку вологості пари перед турбіною за технологічними параметрами, що вимірюються.

1. Існуючі системи управління живленням ПГ АЕС не забезпечують задану якість пари, що подається на турбіну.

2. Експериментальні та теоретичні дослідження технологічної ділянки "парогенератор - турбіна" показали, що вологість пари перед турбіною визначається паровим навантаженням, рівнем води в ПГ і температурою живильної води

3. Відсутність на АЕС України вологомірів пари обумовлює задачу розробки математичної моделі для аналітичного розрахунку вологості пари перед турбіною.

4. Для проведення досліджень властивостей технологічної ділянки "парогенератор - турбіна" було створено комплексну математичну модель, яка зв'язує вологість пари перед турбіною з усіма технологічними параметрами, що вимірюються.

5. За допомогою експериментальних досліджень на діючому енергоблоці АЕС були уточнені коефіцієнти математичної моделі і одержана модель, яка адекватна об'єкту контролю.

6. Запропоновано нову структурну схему АСР живлення ПГ, в якої завдання по рівню води розраховується за вказаною математичною моделлю у залежності від значень технологічних параметрів блока.

7. Математична модель вологості пари, яка була розроблена у роботі, може бути використана при експлуатації блока для інформаційної підтримки оператора - технолога.

СПИСОК ОПУБЛІКОВАНИХ ПРАЦЬ ЗА ТЕМОЮ ДИСЕРТАЦІЇ

Тодорцев Ю.К., Беглов К.В., Процессы формирования капельной влаги и механизм снижения влажности пара перед турбиной на блоках с ВВЭР-1000 // Труды Одесского политехнического университета. - 1998. - Вып. 2(6).

Тодорцев Ю.К., Беглов К.В. Парогенерирующий тракт блоков с ВВЭР, как объект управления влажностью пара перед турбиной // Труды Одесского политехнического университета. - 1999. - Вып. 2(9). - С. 124 - 126.

Демченко В. А., Беглов К. В., Смирнова М. В. Вывод и исследование динамических свойств двухкамерного уравнительного сосуда гидростатического уровнемера // Труды Одесского политехнического университета. - 2000. - Вып. 2(11). - С. 108 -- 110.

Демченко В.А., Беглов К.В., Лянко Л.Д. Аналитическая оценка некоторых характеристик гидродинамики барабанных парогенераторов АЭС для расчета гидростатических уровнемеров // Холодильная техника и технология, ОГАХ, 2000. - Вып. 69. - С.68-71.

Демченко В.А., Беглов К.В., Лянко Л.Д., О связи точности регулирования уровня воды в ПГ АЭС с влажностью генерируемого пара // Труды Одесского политехнического университета. - 2001. - Спецвыпуск. - С. 76 - 79.

Тодорцев Ю.К., Беглов К.В., Лянко Л.Д. Управление парогенераторами АЭС с корректирующим сигналом по влажности пара перед турбиной // Матеріали міжнародної конференції з управління “Автоматика-2000”. - Киів: КПІ. - Т. 2. - С. 154 - 155.

Тодорцев Ю.К., Беглов К.В. Повышение безопасности эксплуатации парогенераторов АЭС за счет управления влажностью пара // Матеріали міжнародної конференції з управління “Автоматика-99”. - Харьків: ХПІ. - Т. 2. - С. 342 - 343.

Тодорцев Ю.К., Демченко В.А., Беглов К.В., Лянко Л.Д. Влияние методической погрешности гидростатических уровнемеров парогенераторов АЭС на качество стабилизации уровня воды, качество пара и надежность парогенератора // Матеріали міжнародної конференції з управління “Автоматика-2002”. - Донецьк: ДНТУ. - Т. 1. - С. 252 - 253.

БЕГЛОВ К.В. АВТОМАТИЗОВАНЕ УПРАВЛІННЯ ТЕХНОЛОГІЧНИМ ПРОЦЕСОМ ГЕНЕРАЦІЇ ВОЛОГОЇ ПАРИ В ЕНЕРГОБЛОКАХ З РЕАКТОРАМИ ВВЕР-1000. - РУКОПИС

Дисертація на здобуття вченого ступеня кандидата технічних наук по спеціальності 05.13.07 - автоматизація технологічних процесів

Дисертація присвячена розробці математичної моделі для оцінювання вологості пари перед турбіною за технологічними параметрами, що вимірюються та виробки рекомендацій для забезпечення нормованої вологості пари при зміні навантаження парогенератора.

Надійність і економічність енергоблоків суттєво залежить від вологості пари, яка іде на турбіну. Вона, в свою чергу, залежить від парового навантаження та рівня води в ПГ. У теперішній час автоматичні регулятори живлення ПГ із-за неточності в методиці розрахунку рівнемірів підтримують завищений рівень води. Цей факт, а також відсутність на більшості АЕС України вологомірів пари робить актуальної розробку методики оцінювання вологості пари перед турбіною за технологічними параметрами, що вимірюються. Розроблено математичну модель, яка дозволяє розрахувати: вологість пари перед турбіною в залежності від парового навантаження ПГ і показань рівнеміру з урахуванням його методичної погрішності; запас води в ПГ на різних потужностях з урахуванням показань рівнеміру та інше. Запропоновано нову структурну схему АСР живлення ПГ, в якої завдання по рівню води розраховується за вказаною математичною моделлю у залежності від значень технологічних параметрів блока. Розроблені і впроваджені рекомендації оперативному персоналу АЕС по підтриманню рівня води в ПГ на різних навантаженнях блоку.

Ключові слова: енергоблок АЕС, математична модель, вологість пари, рівень води, вимірювання, регулювання, програма інформаційної підтримки оператора.

BEGLOV K.V. AUTOMATED CONTROL OF TECHNOLOGICAL PROCESS OF HUMID STEAM GENERATIONS IN POWER PLANTS WITH REACTORS WWER-1000

Thesis on competition a science degrees of candidate of technical sciences on professions 05.13.07 - automation of technological processes

The thesis is denoted the development to mathematical model for estimation of steam moisture before turbine on measured technological parameters and making of recommendations for ensuring normalized steam moisture when change the steamgenerator load.

Reliability and economy of power plants greatly depends on fresh steam moisture. It depends on steam load and level of water in SG. At present automatic regulators of feeding SG because of inexactness in strategy of levelmeters calculation support the value-added level of water. This fact, as well as absence on majority Ukraine NPP moisturemeters does the actual development of strategy of estimation of steam moisture before turbine on technological parameters. It is designed mathematical model, which allows to calculate: steam moisture before turbine depending on SG steam load and evidences levelmeters with provision for its methodical inaccuracy; the spare of water in SG on different powers with provision for evidences levelmeters and another. It is offered new structured scheme ACS feeding SG, in which task on water level calculate on specified mathematical model depending on block technological parameters. It is designed and introduced recommendations to NPP operative personnel on maintenance of level of water in SG on different loads of block.

Keywords: nuclear power plant, mathematical model, moisture of steam, level of water, measurement, control, program of information support of operator.

БЕГЛОВ К.В. АВТОМАТИЗИРОВАННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССОМ ГЕНЕРАЦИИ ВЛАЖНОГО ПАРА В ЭНЕРГОБЛОКАХ С РЕАКТОРАМИ ВВЭР-1000. - РУКОПИС

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 05.13.07 - автоматизация технологических процессов

Диссертация посвящена разработке математической модели для оценки влажности пара перед турбиной по измеряемым технологическим параметрам и выработки рекомендаций для обеспечения нормированной влажности пара при изменении нагрузки парогенератора. Исследование и эксплуатация парогенераторов АЭС с ВВЭР показали, что надежность и экономичность энергоблоков АЭС с ВВЭР существенно зависит от влажности генерируемого пара. Последняя, в свою очередь, существенно зависит от паровой нагрузки и уровня воды в ПГ. В нынешнее время автоматические регуляторы уровня воды в ПГ из-за неточности в методике расчета гидростатических уровнемеров поддерживают завишенный уровень воды Этот факт, а также отсутствие на большинстве АЭС Украины влагомеров пара делает актуальной разработку методики аналитического расчета влажности пара перед турбиной по измеряемым технологическим параметрам.

В работе проведен анализ методов измерения влажности пара и способов обеспечения представительности, отбираемых проб пара. Рассмотрены основные воздействия, влияющие на влажность пара, идущего на турбину. Разработана математическая модель парогенерирующего тракта как объекта управления влажностью пара, математическая модель дроссельного калориметрического влагомера. В диссертации представлены экспериментальные данные, подтверждающие адекватность разработанной математической модели.

Разработанная математическая модель позволяет рассчитать: влажность пара после ПГ и перед турбиной в зависимости от паровой нагрузки ПГ и показаний уровнемера с учетом его методической погрешности; влажность пара после ПГ и перед турбиной при отклонении давления пара в ПГ от номинального значения; запас воды в ПГ на различных мощностях с учетом показаний уровнемеров.

Рассчитана программа изменения задания регулятору питания при изменении нагрузки парогенератора для поддержания нормированной влажности пара после ПГ.

Разработана программа информационной поддержки оператора технолога. Она может быть использована как программный задатчик, либо в режиме советчика. На основании измеряемых технологических параметров в программе рассчитывается значение погрешности измерения уровня воды в ПГ. Величину погрешности можно использовать как корректирующий сигнал регулятору уровня воды в ПГ.

Рекомендации по поддержанию уровня воды в ПГ при изменении нагрузки энергоблока внедрены на ЮУ АЭС.

Ключевые слова: энергоблок АЭС, математическая модель, влажность пара, уровень воды, измерение, регулирование, программа информационной поддержки оператора.

Размещено на Allbest.ru

...