Внепиковое электротеплоснабжение - АЭС с ВВЭР

Оглавление
АЭС с ВВЭР
Режимы электропотребления
Маневренные возможности энергоблоков - активная зона реактора
Механическая система регулирования реактора
Температурное регулирование  энергоблоков
Конструкционные элементы энергоблоков
Регулировочные возможности турбины
Сравнительная эффективность АЭС в режимах регулирования нагрузки
Развитие и модернизация ВВЭР
Конструкция активной зоны и топливоиспользование ВВЭР
Открытый и замкнутый топливные циклы ВВЭР
Повышение коэффициента воспроизводства
Спектральное регулирование
Тесные топливные решетки
Дожигание топлива
Пути повышения безопасности
Концепции топливной составляющей затрат в ВВЭР
Учет наработки вторичного топлива
Методы поиска наивыгоднейших решений
Аккумулирование тепла на АЭС
Использование слабоперегретого пара
Выбор параметров пикового контура
Регулирование нагрузки снижением мощности
Деформация полей энерговыделения при изменении  мощности
Использование мощностного и температурного эффектов реактивности
Регулировочные возможности турбин
Турбины слабоперегретого пара - регулировочные возможности
Другие пути адаптации АЭС к переменным графикам нагрузок
Оптимизация параметров газовой турбины
Наивыгоднейшие параметры газоводяного подогревателя
Потребители-регуляторы
Внепиковое электротеплоснабжение
Список литературы

Значительные возможности выравнивания графиков нагрузки можно реализовать при использовании внепиковой электроэнергии для целей электротеплоснабжения. Создание электрокотельных в сочетании с системами суточного аккумулирования тепла позволяет бесперебойно обеспечивать теплоэнергией потребителей, не увеличивая максимума нагрузок в энергосистеме.
Наибольший экономический эффект от реализации таких решений достигается прежде всего в сельском хозяйстве с низким уровнем механизации подготовки к сжиганию топлива и острым дефицитом трудовых резервов.
Интенсификация сельскохозяйственного производства, скорейшее выполнение Продовольственной программы, постоянное улучшение условий быта сельского населения приводят к необходимости наращивания теплогенерирующих мощностей в сельской местности. Вместе с тем программа широкого ввода АЭС заставляет по новому взглянуть на обоснование рациональных вариантов теплоснабжения.
Альтернативой сооружению котельных на различных видах топлива при этом является электротеплоснабжение, т. е. установка электрокотлов или электроподогревательных устройств прямого действия у потребителя.
В любом случае электроснабжение позволяет улучшить коэффициент использования мощности АЭС, что существенно для улучшения показателей их работы.
В 70-е годы был проведен комплекс исследований по эффективности электротеплоснабжения сельских потребителей Саратовской области во внепиковые периоды суток. Уже в тот период для электростанций Саратовэнерго характерными были частые режимы ночного дросселирования пара и принудительной разгрузки ТЭЦ, особенно в зимнее время. Были обоснованы расчетным путем условия эффективности применения систем электротеплоснабжения по внепиковому графику для наиболее характерных по труднодоступности и удаленности потребителей сельской местности.
Методические разработки этих исследований могут быть применены и теперь в новых условиях, когда в энергосистеме вводятся мощности АЭС. Более дешевая электроэнергия от АЭС, отпускаемая по сниженным тарифам во внепиковый период, существенно расширяет сферу целесообразности сельского электротеплоснабжения. Добавим, что, как отмечалось, дополнительными преимуществами электрокотельных являются: сокращение эксплуатационного персонала, повышенные возможности автоматизации, улучшение санитарно-бытовых условий.
Для производственных нужд сельского хозяйства в настоящее время установлен ночной тариф 1 коп/(кВт-ч) [44]. Этот тариф не исключает целесообразность применения электроэнергии для тепловых нужд в сельском хозяйстве. Но при тарифе 1 коп/(кВт-ч) на электроэнергию, отпускаемую в точное время, электрокотельные такого типа, по мнению некоторых экономистов-энергетиков [44], будут использоваться только в том случае, если их сооружением будут заниматься энергосистемы, а не собственно потребители.
При таком тарифе на ночную электроэнергию в бытовом секторе затраты населения на электроэнергию, используемую для горячего водоснабжения несколько выше в сравнении с затратами на твердое топливо.
В [44] предлагается разновидность ночного тарифа, рассчитываемая на базе затрат, связанных с заполнением ночного провала графика нагрузки. Такой тариф должен быть не меньше топливной составляющей производства электроэнергии на вновь вводимых электростанциях, которые не могут снижать мощность в период ночного провала суточного графика нагрузки.
Применение этого тарифа объективно оправданно при выполнении следующих двух условий: организации автоматического контроля за временем включения и отключения электроустановок, общее количество электроустановок с таким тарифом не должно превышать по суммарной мощности избыточную мощность базисных электростанций в ночном провале.
При распространении этой разновидности тарифа на сельскохозяйственных потребителей должны быть учтены расходы на усиление пропускной способности сетей, что должно найти отражение в повышении тарифа.
Важна также балансовая принадлежность электростанций, вырабатывающих дополнительную ночную энергию. Например, если эта энергия получается от блочных станций по цене, превышающей рассматриваемый тариф, то энергосистема будет нести неоправданные убытки. В этом случае одновременно с введением второй разновидности ночного тарифа в [44 ] рекомендуется организация расчетов с блочными станциями по дифференцированным тарифам с пониженной ставкой.
Критерием при обосновании варианта сельского теплоснабжения служат приведенные годовые затраты. При внепиковом электротеплоснабжении не требуется капиталовложений в новую электрогенерирующую мощность, но возрастают затраты в ядерное горючее на АЭС, в сооружение специальных, сравнительно недорогих аккумуляторов, обеспечивающих заданный отпуск тепла в часы отключения электрокотельной. В связи с этим потребуется некоторое увеличение устанавливаемой мощности электрокотлов, их трансформаторов, а иногда и питающих линий 10 кВ. Такой вариант может быть реализован лишь при существенной продолжительности периода провалов электрической нагрузки.

Рис. 8.17. Удельные затраты на аккумуляционную систему при различных теплопроизводительностях электрокотельной и продолжительностях пикового периода

Анализ суточных графиков нагрузки позволяет установить связь между средней продолжительностью суточного внепикового периода и величиной располагаемой при этом недогруженной мощности к потребителю с разной интенсивностью в продолжении года. Этим вызвана необходимость его сезонного складирования как на электростанции (электротеплоснабжение), так и в районе топливной котельной.
Учет этой составляющей затрат обусловлен тем, что в варианте электротеплоснабжения расход топлива оказывается значительно большим, чем при топливной котельной, а поэтому большими будут затраты на хранение.
Как уже отмечалось, при внепиковом потреблении электроэнергии исчезают капитальные затраты на ввод новых мощностей в энергосистеме и остается только топливная составляющая затрат зэл. эн, но появляются дополнительные капиталовложения в устройство автоматики отключения электроэнергии и аккумуляции тепла.
Затраты в устройство автоматического отключения электроэнергии могут приниматься равными 3—5% от общих затрат в электрокотельную.
Из-за простоты эксплуатации и сравнительной дешевизны в расчетах приняты водяные аккумуляторы. На рис. 8.17 изображена зависимость затрат в аккумуляционную систему от производительности и емкости аккумуляторов.
Ниже приведем наиболее важные составляющие из расчетной формулы (8.34):

Здесь Тэф — эффективная годовая кампания электрокотельной при суточной продолжительности работы τρ, ч/год; буа — удельный расход ядерного горючего на отпускаемую с шин станции электроэнергию, кДж(т)/кДж(эл.); Ця — стоимость ядерного топлива; гшт — штатный коэффициент, ч/МВт; П — средняя заработная плата обслуживающему персоналу, руб/(год чел.); ηэл.к. > Цэл.п — тепловой КПД электрокотельной и КПД, учитывающий потери в электропередающих линиях; Кэл. к. + Кавт — удельные капиталовложения в электрокотел, строительную часть, вспомогательное оборудование и на автоматизацию, тыс. руб/(кВт год); Кэлп — капитальные вложения на 1 км линий электропередачи 10 кВ в. сельской местности, тыс. руб/км; Ln — протяженность линий электропередачи от ближайшей имеющейся подстанции 10 кВ до электрокотельной, км; Ктр — капиталовложения в единицу мощности трансформаторов, тыс. руб/(кВ * А); N — мощность трансформатора, кВ А; Qp — расчетная теплопроизводительность котельной, Гкал/ч.
Рис. 8.18. Ориентировочные удельные затраты на котельную на твердом топливе и электрокотельную без затрат на линии электропередач и трансформаторы:

1 — котельная; 2 — электрокотельная

На рис. 8.18 показаны удельные затраты в сравниваемых вариантах котельных при различной теплопроизводительности
Расчеты, проведенные для случая электроснабжения электрокотельных от ТЭС на органическом топливе при сравнительно малом внепиковом суточном периоде, показали практически повсеместную невыгодность этого электротеплоснабжения. Напротив, при более низкой стоимости внепиковой энергии от АЭС и в условиях расширения длительности этого периода до 18 — 20 ч электроснабжение во многих случаях становится выгодным [44 ].
Такие результаты, по нашему мнению, должны привлечь внимание соответствующих проектирующих организаций к более детальному изучению этого вопроса в различных районах европейской части страны. Тем более что электрокотлы уже нашли применение в Литовской и Эстонской ССР. Опыт показал, что это оборудование достаточно надежно и экономично, доступно в управлении.
На 1985 г. в Литовской ССР насчитывалось свыше 60 теплоаккумуляционных установок, работающих в комплексе с внепиковыми электрокотельными. Планируется в ближайшее время довести их суммарную мощность в республике до 700 МВт. Совместно с Койшядорской ГАЭС электрокотельные будут способствовать выравниванию суточного графика нагрузки энергосистемы Литвы и обеспечению оптимальных режимов работы Игналинской АЭС.
Новой развивающейся отраслью энерготехнологии является опреснение морских соленых вод. Эффективность обеспечения водохозяйственных нужд в районах с глубокоминерализованными водными ресурсами можно существенно повысить при использовании для целей опреснения энергии атомных
электростанций во внепиковые для энергосистемы часы. По условиям радиационной безопасности для наиболее отработанной технологии многоступенчатого испарения приемлемым является внепиковое пароснабжение таких систем из отборов паротурбинных установок двухконтурных АЭС с ВВЭР. Подготовка пресной воды в промышленных масштабах также один из вероятных вспомогательных путей выравнивания графиков нагрузки АЭС.



 
« Атомные электрические станции и их оборудование   Бетон в защите ядерных установок »
электрические сети