Партнерский проект с компанией Руспроектэксперт

Тел.: 8-495-771-14-07

Проектирование


Место и роль АЭС в энергосистемах

В настоящее время около % электроэнергии в нашей стране вырабатывается на ТЭС, сжигающих органическое топливо. Ограниченность его наиболее приемлемых с точки зрения экологии ресурсов (газ, нефть) и стремление снизить выбросы парниковых газов в атмосферу приводят к поиску альтернативных источников энергии.

Этот поиск ведется во всем мире. Однако реально внедряется только ветроэнергетика (Дания, Германия и др.) и использование тепла геотермальных вод (Исландия, Новая Зеландия и др.). В других странах и эти, и другие альтернативные источники энергии используются пока в очень ограниченных размерах. Замену мощным ТЭС, удовлетворяющую и энергетиков и экологов, могут составить только АЭС. Это понимают сейчас в большинстве стран, даже там, где ранее вводился мораторий на использование атомной энергии.

Это в полной мере относится и к России. Уже в начале 1980-х гг. расчеты показали, что себестоимость электроэнергии, производимой на АЭС, в европейской части страны ниже, чем на ТЭС. На это накладывается практическое исчерпание запасов угля в этой части страны и то, что возможность строительства новых ГЭС в ней же отсутствует. Поэтому строящиеся АЭС замещают выработавшие ресурс тепловые станции.

На 1 июля 2010 г. на десяти атомных электростанциях России работали 32 энергоблока с установленной мощностью 24,2 ГВт (это более 12 % всей установленной мощности электростанций России).

В число этих 32 блоков входят:

• десять энергоблоков ВВЭР-1000;

• шесть энергоблоков ВВЭР-440;

• 11 энергоблоков РБМК-1000;

• один энергоблок БН-600;

• четыре блока ЭГП-6 (по 12 МВт, на Билибинской АЭС).

Атомная энергетика, как видно из приведенных цифр, уже играет заметную роль в производстве электроэнергии. Реально роль атомных станций еще весомее, поскольку в европейской части страны, где сосредоточена значительная часть населения и производств, они вырабатывают около 30 % электроэнергии, а в системах Северо-Запада и Центра доля атомного электричества составляет 36,8 и 34 % общей выработки [47].

В энергетическом комплексе России атомная энергетика играет системообразующую роль. Действительно, узлами высоковольтной сети как в стране, так и в ее европейской части являются наиболее мощные электростанции и крупные подстанции, находящиеся в центре нагрузок. Если взять ОЭС Центра, то все четыре АЭС, расположенные на охватываемой ей территории, входят в десятку наиболее мощных электростанций системы (табл. 4.1) и обеспечивают надежный режим работы ОЭС Центра и ЕЭС России.

С другой стороны, по оценкам ведущего института «Энерго- сетьпроект», для европейской части нашей страны обеспечение базового - наиболее выгодного - режима работы АЭС может быть обеспечено, если суммарная доля их не превышает 22-24 % общей мощности (при 18-19 % мощности маневренного оборудования) [41]. В реальности, в объединенных энергосистемах Северо-Запада и Центра, где доля АЭС наиболее заметна, уже сегодня существует недостаток маневренных мощностей. Именно поэтому реализуются решения по повышению маневренности блоков АЭС, привлечению их к покрытию хотя бы полупиковой части графика.

Если говорить о ближайшей перспективе, то, как известно, к 2020 г. намечена цель увеличить производство электроэнергии на АЭС до 30 %, а поскольку большинство новых и расширяемых АЭС находится в европейской части страны [49], то здесь доля «атомной» электроэнергии достигнет 40-50 %. В составе той же ОЭС Центра планируется к 2020 г. расширение Калининской АЭС (до 4129 МВт) и строительство новых АЭС: НВАЭС-2 (2300/в максимальном варианте - 4600 МВт), Нижегородской АЭС (3450/4600 МВт), Тверской АЭС (4600 МВт) и Центральной АЭС (Костромская обл., 2300/4600 МВт)

Ясно, что при дальнейшем развитии атомной энергетики и возрастании доли электроэнергии, вырабатываемой на АЭС, последние будут вынуждены принимать на себя и функции регулирования нагрузки. Это выдвигает в число первоочередных задачу адаптации АЭС к работе при переменных нагрузках. Наиболее приспособленными к этому считаются АЭС с реакторами ВВЭР, обладающие хорошим саморегулированием.

Следует оговориться, что до недавнего времени вопрос о привлечении к регулированию нагрузки в энергосистеме ставился применительно только к тепловым реакторам. Быстрые реакторы не рассматривались с этой точки зрения по двум причинам: во- первых, из-за того, что они нарабатывают вторичное ядерное горючее (плутоний), во-вторых, из-за больших капитальных затрат на их сооружение. Влияние обеих этих причин сегодня заметно снизилось. С одной стороны, из-за разоружения появился избыток плутония (оружейного), который может использоваться в энергетических реакторах, и, соответственно, срочность в наработке его пропала. С другой, в связи с усложнением конструкций блоков ВВЭР из-за необходимости удовлетворять всё растущим требованиям безопасности, их стоимость приблизилась к стоимости дешевеющих по мере отработки конструкций и технологии блоков БН. Поэтому в настоящее время рассматривается возможность привлечения вновь проектируемых блоков БН (БН-1200) к регулированию нагрузки в системе.

Итак, поскольку атомные электрические станции (АЭС) работают в энергосистемах, их технические характеристики должны удовлетворять требованиям этих систем. Наиболее важными из этих характеристик являются единичная мощность блока и его маневренность, возможность оперативного изменения количества вырабатываемой энергии.

Мощность блока важна с точки зрения режима энергосистемы при его плановом, а особенно при аварийном отключении. Она не должна быть слишком большой, чтобы при плановом отключении блока на ремонт не возникало дефицита мощностей, приводящего к необходимости ограничения потребителей, а при аварийном - к недопустимым возмущениям, ведущим к развалу системы.

С учетом резервной мощности, а также требований к устойчиво - сти и надежности работы энергосистемы мощность наиболее крупного энергоблока в ней, как уже упоминалось, не должна превышать 2-2,5 % установленной мощности энергосистемы. Мощность же наиболее крупной электростанции по тем же соображениям не должна быть больше 8-12 % этой установленной мощности [7]. Естественно, что для того, чтобы выдержать эти соотношения в маломощных системах, энергоблоки и отдельные агрегаты станций должны иметь малую мощность. Для современных крупных объединенных энергосистем в европейской части России и на Урале приемлемая мощность блока составляет 1000-1200 МВт. Это, кстати, явилось причиной некоторого торможения работ над проектом ВВЭР-1500, поскольку сегодня блок такой мощности плохо вписывается в существующие энергосистемы.

Приемлемость величины установленной мощности блока приходилось учитывать при проектировании станций, работающих в изолированных энергосистемах (полуостров Мангышлак, Чукотка). Учет этого фактора приводит к ограничению установленной мощности единичного блока или вырабатываемой электрической мощности при эксплуатации станций.

Типична в этом смысле ситуация с созданием Билибинской АТЭЦ. Необходимая мощность ее была оценена примерно в 50 МВт (эл.). «Реакторщики» были готовы разработать единый блок, но проектанты жестко стояли против, указывая, что при такой мощности блока (составившей бы половину мощности изолированной Чаун-Билибинской энергосистемы) любое отключение его будет приводить к аварийной ситуации в энергосистеме вплоть до полного «развала» ее, что для Чукотки может иметь особенно тяжелые последствия. В результате было принято решение о строительстве четырех блоков по 12 МВт (эл.).

Несколько проще решался вопрос в случае АЭС на полуострове Мангышлак. РУ БН-350 производила пар, который мог использоваться как для производства электроэнергии, так и направляться прямо на опреснительные установки, исключая тем самым отрицательное влияние избыточной мощности на надежность энергосистемы.

Проблема маневренности АЭС, напротив, становится все более актуальной для европейской части России. Именно она и рассматривается более подробно во второй половине работы.

Безусловно, для любой энергетической установки работа в переменной части графика нагрузки ведет к уменьшению числа часов использования установленной мощности (или коэффициента использования установленной мощности) и, соответственно, к снижению экономических показателей. Для современных КЭС, в частности, снижение числа часов использования с 6000 до 4000 ч/год приводит к возрастанию себестоимости вырабатываемой энергии на 30-35 %.

Но для АЭС переменный режим работы приводит к относительно большим потерям, поскольку капиталовложения в них больше, чем в случае ТЭС, а топливная составляющая себестоимости энергии - меньше. Именно поэтому при оптимизации режимов совместной работы станций разных типов в энергосистеме в первую очередь рассматривается максимально возможная разгрузка энергоблоков, работающих на органическом топливе, ищутся пути понижения технического минимума их нагрузки. Но, повторимся, возрастание доли АЭС и необходимость обеспечения устойчивости работы систем в конкретных условиях отключения каких-то ЛЭП или агрегатов других станций с неизбежностью ставит вопрос о регулировании мощности блоков АЭС.

Безусловно, режим базовых нагрузок для АЭС выгоден не только из-за большей капитальной и меньшей топливной составляющей затрат. Кроме этого, такой режим уменьшает циклические термические и термомеханические воздействия на материалы твэлов активной зоны и оборудование РУ, что улучшает условия их работы и увеличивает надежность, благоприятно сказывается на безопасности. Однако для европейской части нашей страны базовый режим работы АЭС не может быть гарантированно обеспечен. Поэтому реализуются решения по повышению маневренности блоков АЭС, привлечению их к покрытию хотя бы полупиковой части графика.

В условиях энергосистемы режим работы АЭС с переменным графиком нагрузки может оказаться не только ситуационно необходимым, но и экономически выгодным. Именно этим и определяется важность рассмотрения вопросов маневренности АЭС.

Если говорить о проблеме маневренности АЭС, то следует рассматривать два аспекта: 1) в каких пределах изменение мощности и соответственно снижение числа часов использования установленной мощности АЭС допустимо с точки зрения экономики; 2) в каких пределах изменение мощности допустимо с точки зрения техники, т. е. обеспечения надежности и безопасности эксплуатации.

На рис. 4.1 представлены результаты экономических исследований, выполненных в 19841985 гг. [13]. Цифры, использованные при расчетах и показанные на графике, относятся к тому периоду времени. Но относительные тенденции прослеживаются достаточно четко: в районах с дорогим органическим топливом эксплуатация АЭС будет экономически оправдана и достаточно эффективна и при числе часов использования установленной мощности в год около 4000, а там, где топливо дешево, необходимое число часов работы АЭС существенно выше - 6000-7000. Более подробно материал можно посмотреть в [13].

Что же касается технической стороны, то однозначно можно сказать: по крайней мере, для некоторых типов АЭС работа в переменной части графика нагрузки возможна. Во Франции, где в 1970-х гг. было принято стратегическое решение о переходе на ядерную энергетику, сейчас на АЭС вырабатывается более 75 % электроэнергии, исследования маневренных возможностей АЭС с реакторами PWR (аналог наших ВВЭР) начались еще в те годы.

Была успешно продемонстрирована возможность привлечения таких энергоблоков к регулированию частоты в энергосистеме. Для примера на рис. 4.2 представлен график работы энергоблока № 3 АЭС «Трикастин» мощностью 900 МВт (эл.) летом 1983 г. в режиме следования за нагрузкой и регулирования частоты.

В результате четвертое поколение французских АЭС с PWR мощностью 1400 МВт (эл.) с самого начала, а они начали строиться с 1984 г. проектируются с учетом такой работы. На рис. 4.3 показан проектный график суточной нагрузки, для работы в котором проектируются энергоблоки этих АЭС (по французской классификации - N4).

Кстати, полная тепловая мощность реактора при работе в стационарном режиме - 4270 МВт, а на рис. 4.3 100 %-ная мощность соответствует 4056 МВт - на 5 % ниже максимальной. Это понижение номинальной мощности принципиально, так как дает возможность станции изменять свою нагрузку для регулирования частоты в системе как вниз, так и вверх.

Из реакторов отечественной разработки в регулирующем режиме работает Билибинская АТЭЦ и некоторые блоки, поставленные в зарубежные страны, например, блоки ВВЭР-440 на АЭС «Ловиза» (Финляндия).

Рис. 4.3. Проектный суточный график нагрузки французских АЭС с реакторами PWR мощностью 1400 МВт (эл.) (Nuclear Engineering International, feb. 1985)

Объективной причиной привлечения с самого начала Билибинской АТЭЦ с канальными уран-графи- товыми реакторами к системному регулированию являлось то, что ее мощность составляла более 50 % мощности местной изолированной энергосистемы. Возможность привлечения обеспечивалась тем, что на этой станции твэлы, которые обычно являются самым «слабым» звеном в проблеме маневрирования, эксплуатируются при низких линейных энерговыделениях, а скачки мощности в твэлах при изменении нагрузки реактора невелики. Однако особенности блоков БАТЭЦ, по-видимому, не дают права распространить ее опыт на другие станции.

Что же касается АЭС «Ловиза», то по условиям работы энергосистемы Финляндии эти блоки большую часть времени между перегрузками должны участвовать в регулировании графика нагрузки, изменяя свою мощность в диапазоне 50-100 % Nом со средней скоростью 1-2 % ^ом/мин, а также в быстром регулировании системных параметров - частоты и перетоков активной мощности в диапазоне 80-100 % ^ом, допуская изменения мощности на ± 5 % N^ с максимальной скоростью 0,2 ^ом/мин [39].

На рис. 4.4 представлена схема регулирования блока ВВЭР-440 АЭС «Ловиза» [39, 42]. Блок работает по программе с постоянным давлением во втором контуре. Принципы регулирования для этого случая подробно рассмотрены в теме «Стационарные режимы работы блоков АЭС» [15, 42]. Приводимая схема отличается от рассматривавшихся в [15] тем, что на ней указана взаимосвязь блока с энергосистемой. Описание, даваемое ниже, относится в основном к этой связи.

Мощность блока устанавливается регулятором 9, получающим задание от системного регулятора мощности 10 и распределяющим нагрузку между турбогенераторами блока с учетом относительных приростов расхода тепла и имеющихся ограничений мощности блока и скорости ее изменения. Сигнал ограничения мощности вырабатывается устройством 11 на основании данных о числе работающих турбин, ГЦН и ПЭН. Сигнал заданной мощности турбогенератора N поступает из регулятора 9 на электрогидравличе- скую систему регулирования турбины 12, в котором сравнивается с действительной мощностью Nj. Сигнал о рассогласовании через гидравлическую системы регулирования 7 передается на регулирующий клапан турбины 8. Кроме того, в функцию системы 12 входит ограничение мощности турбины по сигналам ручного задатчика давления в камере регулирующей ступени, технологических защит и других параметров. Быстрое регулирование частоты осуществляется частотным корректором 13, изменяющим заданную мощность турбогенератора в зависимости от отклонения частоты сети.

Приведенная схема наглядно иллюстрирует возможность управления мощностью блоков АЭС от системного регулятора частоты, о котором говорилось в разделе 3.3.

Регулирующие режимы испытывались и на ряде российских станций с реакторами ВВЭР (НВАЭС, КолАЭС), но блоки этих станций привлекались к работе в таком режиме только на непродолжительное время [27].

Эксплуатация АЭС. Ч. 1 Работа АЭС в энергосистемах. Ч. II. Обращение с радиоактивными отходами: Учебное пособие. М.: НИЯУ МИФИ, 2011.

Экспертиза

на главную