Внешние аккумуляторы энергии
Одним из наиболее перспективных направлений решения проблемы маневренности АЭС при сохранении базового режима работы реакторного и парогенерирующего оборудования является применение гидроаккумулирующих систем, т.е. создание энергокомплексов, включающих в свой состав АЭС и ГАЭС. Вообще говоря, ГАЭС выравнивает на грузку в энергосистеме в целом. Но совмещение АЭС и ГАЭС в едином энергокомплексе с суточным аккумулированием энергии даст возможность обеспечить практически постоянную нагрузку РУ АЭС (рис. 10.2). Кстати, на этом рисунке хорошо видна уникальная особенность ГАЭС, которая заключается в том, что ее мощность, участвующая в регулировании графика нагрузки, равна сумме мощностей генераторного режима (при покрытии пиковой части графика) и насосного режима (при заполнении ночного провала).
В нашей стране первая попытка совмещения АЭС и ГАЭС в едином комплексе была сделана при проектировании ЮжноУкраинского энергетического комплекса [46] в составе АЭС мощностью 4000 МВт и двух ГЭС-ГАЭС суммарной мощностью 2200 МВт. Идея заключалась в технологическом объединении станций при совместном использовании создаваемых водохранилищ для охлаждения циркуляционной воды АЭС и гидравлического аккумулирования энергии.
Площадка для АЭС и гидроэнергетических объектов была выбрана на р. Южный Буг, где намечалось строительство ирригационно-энергетического гидроузла с крупным водохранилищем, для регулирования годового стока и орошения 75 тыс. га засушливых земель. Поэтому при проектировании уделялось большое внимание «тепловому загрязнению».
В состав комплекса в первоначальном варианте (рис. 10.3) входили АЭС, Константиновский гидроузел с ГЭС-ГАЭС, Ташлыкская ГЭС-ГАЭС и Александровский гидроузел с небольшой ГЭС (9 МВт), режим работы которого подчинен требованиям санитарных и ирригационных пропусков, а также насосная станция первого подъема для перекачки воды из Константиновского в Ташлык- ское водохранилище, организуемое в балке Ташлык. Позднее схема и состав комплекса несколько раз пересматривались, о чем будет сказано ниже.
Принципиальная проектная схема охлаждения циркуляционной воды АЭС и гидроаккумулирования за сутки Южно-Украинского энергетического комплекса изображена на рис. 10.3. Забор циркуляционной воды для АЭС осуществляется по этому проекту из придонного слоя Ташлыкского водохранилища насосной станцией второго подъема, расположенной вблизи плотины. Теплая вода из системы охлаждения поступает по каналу в верхние слои водохранилища. В часы максимального электропотребления вода Ташлык- ского водохранилища срабатывается на турбинах Ташлыкской ГАЭС в Александровское водохранилище. В это же время работают в турбинном режиме гидроагрегаты Константиновской ГЭС-ГАЭС.
В часы ночного провала нагрузок вода из Александровского водохранилища перекачивается гидроагрегатами Ташлыкской и Кон- стантиновской ГЭС-ГАЭС. Насосная станция первого подъема работает равномерно в течение суток, за исключением часов максимального электропотребления.
В соответствии с первоначальным проектом:
1. АЭС состоит из четырех энергоблоков ВВЭР-1000.
2. На Ташлыкской ГЭС-ГАЭС общей мощностью 1820 МВт установлено шесть обратимых гидроагрегатов единичной мощностью 130 МВт в турбинном режиме и 133 МВт - в насосном, а также три «прямых» агрегата по 360 МВт. Максимальный перепад высот составляет 83 м.
3. На Константиновской ГЭС-ГАЭС установлено восемь гидроагрегатов единичной мощностью 53,6 МВт в турбинном режиме и 80 МВт - в насосном. Расчетный напор - 20,3 м.
Возможный режим работы гидроэнергетических объектов комплекса представлен в табл. 10.1. Как видно из нее, в ночное время насосные станции расходуют 1600 МВт, т.е. 40% мощности АЭС. В
вечерний максимум нагрузки суммарная мощность комплекса доходит до 6400 МВт.
Энергетические режимы работы энергокомплекса в пределах выбранных параметров энергетических установок и водохранилищ устанавливают различными в зависимости от требований энергосистемы. В течение конкретных суток энергетические режимы могут существенно отличаться от приведенного в табл. 10.1. Путем изменения числа часов работы и степени использования установленной мощности каждой ГЭС-ГАЭС и насосной станции выбираются оптимальные режимы загрузки, отвечающие требованиям энергосистемы.
Отметим, что в процесс охлаждения циркуляционной воды АЭС вовлекаются водные поверхности всех трех водохранилищ. По результатам термогидравлических исследований и расчетов доля Ташлыкского водохранилища в охлаждении воды составляет до 60 %, а на долю Александровского и Константиновского водохранилищ приходится около 40 %.
Выбор и обоснование основных параметров водохранилищ производились с учетом следующих основных требований:
обеспечения расчетных расходов циркуляционной воды в системе охлаждения АЭС;
регулирования неравномерного стока реки и использования его для орошения земель на площади до 50 тыс. га и выработки электроэнергии;
исключения «теплового загрязнения» сбрасываемых вод; обеспечения необходимых санитарных пропусков воды в нижний бьеф воды Александровского гидроузла.
Колебания уровней в водохранилищах, связанные с привлечением их к выработке электроэнергии составляют:
в Ташлыкском водохранилище - 4,5 м;
в Александровском - 4,7 м;
в Константиновском - 1 —2 м; причем полное колебание уровня в Константиновском водохранилище с учетом расходов на орошение доходит до 17,5 м.
Принятая схема использования водохранилищ для охлаждения и гидроаккумулирования является весьма гибкой, поскольку позволяет в оптимальных границах маневрировать мощностями ГЭС- ГАЭС и насосной станции первого подъема в зависимости от температурных условий и режимных требований энергосистемы к работе энергоисточников комплекса. Вместе с тем осуществление достаточно глубокого охлаждения отвечает также и требованиям водопользователей, расположенных ниже Александровского гидроузла.
Основные положительные стороны описанного решения, помимо обеспечения стабильного режима работы АЭС:
комплексное использование водохранилищ;
отказ от строительства градирен;
уменьшение площади занятых земель;
сокращение затрат на эксплуатацию.
В [46] высказывается также мнение, что в таких энергокомплексах возможен отказ от установки на АЭС дизель-генераторов, поскольку для обеспечения собственных нужд комплекса могут использоваться гидроагрегаты любой ГЭС-ГАЭС.
Южно-Украинский энергокомплекс в проектном варианте реализован не был. В 80-х годах ХХ в. были введены в эксплуатацию три блока АЭС. В 1985 г. начато строительство Александровского гидроузла. Его ГЭС введена в строй в 1999 г., на ней установлено два агрегата общей мощностью 11,5 МВт. В 2006-м состоялся пуск первого агрегата Ташлыкской ГАЭС. По последнему варианту (утвержденному в 1999 г.) эта ГАЭС будет иметь шесть обратимых агрегатов. Мощность каждого в насосном режиме составляет 229 МВт, в генераторном - 150 МВт.
На российских АЭС создание энергокомплекса АЭС-ГАЭС было предусмотрено для блока № 5 Курской АЭС, но в связи с задержкой строительства блока этот проект до настоящего времени не реализован.
Строительство ряда гидроаккумулирующих станций предусмотрено и упоминавшейся Генеральной схемой размещения объектов энергетики до 2020 г., одобренной Правительством РФ [49]. После этого концерн «Росэнергоатом» и компания «РусГидро», в ведении которой находится строительство ГАЭС, приняли решение синхронизировать сроки ввода гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) и новых блоков атомных станций. Речь идет о Ленинградской ГАЭС, Курской ГАЭС и гидроаккумулирующей станции в составе Центрального энергокомплекса (ГАЭС+АЭС) в Тверской области.
Строительство совмещённых энергокомплексов позволит снизить расходы на реализацию схемы выдачи мощности по сравнению с раздельным строительством АЭС и ГАЭС, а также уменьшить затраты на создание строительной, производственной и социальной инфраструктуры.
